2022储能行业报告：美国储能市场迎来新机遇，国内招标量持续提升
报告出品/作者：民生证券、邓永康、李佳
以下为报告原文节选
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1、海外：政策刺激美国储能市场发展
美国：电力系统复杂，电网基础薄弱
• 美国电力系统较复杂。美国近50%的地区采用发输配售电一体化的模式，其他地区在经过不断改革后形成了三大层级：第一层级：负责监管与规则指定的FERC和SPUC；第二层级：负责各地区电力市场交易和建设规划审核的7大独立电网运营商；第三层级：负责发电厂建设与运营的独立发电厂（IPP）与电力公司等。
• 美国电网基础薄弱，资源调配效率低下。全美电网共由8个区域电网组成，西部，东部则形成了电网联盟，加上德州电网，形成了目前美国3大电网的格局。3大电网互相之间电力调度通过市场化交易，无法全国调度，资源调配效率低下，在遇到自然灾害等极端情况下部分地区电价则会因为电力资源稀缺而飙升。在3大电网下，还存在着CAISO、SPP、ERCOT、MISO、PJM等区域性电力调度中心，分别负责部分地区各自的电力调度，并对电价进行管理。
美国：储能市场高增，表前市场为主要来源
• 美国储能装机量高速增长，近5年CAGR为111%。根据WoodMackenzie统计，美国储能装机处于高速增长阶段，2017-2021年CAGR达到111%，其中2021年美国储能新增装机规模达到10GWh左右，同比2020年增长近2倍。从季度数据来看，2022年Q2美国储能装机为3.04GWh，同比+547%，保持高速增长态势；其中，户用装机为375MWh，打破了之前的季度记录（即2022年Q1的334.1MWh），户用领域的需求不断上升。
• 表前市场为美国主要的储能装机来源。2021年美国储能表前市场装机量为9GW，占整体装机容量的87%。2022年Q2表前市场装机量为2.6GW，占整体装机容量的86%。
美国：ITC免税补贴助力新能源配储成本降低
• 美国光伏发电及其配储项目普遍可享30%ITC免税额度，即退还投资产生增值税的30%
• ITC的免税对象为光伏设备以及配储建造过程中产生的VAT（增值税），ITC补贴对象要求建设时间短于3年，并将视建设情况分3年退还VAT。该项政策已延长10年，因此更加凸显近几年是投资新能源的高峰期。光伏设备配套的储能设施可以作为光伏设备的一部分同样享受ITC，可以有效降低储能电站的成本。
美国：IRA法案出台，独立储能纳入ITC补贴范围
• 2022年8月，美国通过IRA法案，首次将独立储能纳入ITC抵免范围。IRA法案出台前，储能必须搭配光伏才能享受ITC的补贴。随着IRA法案落地，
独立储能纳入ITC税收抵免补贴范围，储能装机对光伏的依赖性将大幅降低，有助于推动美国储能市场高速增长。
• ITC补贴延期十年，抵免力度进一步加强。IRA法案将ITC补贴有效期将持续到2033年，并将抵免划分为基础抵免+额外抵免。其中基础抵免额度由之
前的26%上升至30%，此前为逐年退坡。税收抵免力度进一步加强，美国储能项目的经济性有望进一步提升。
美国2022-2025年表前装机量CAGR为85%
• 新增调峰：2022-2025年光伏装机量分别达到28.0、36.4、47.3、61.5GWh，风电装机量预计分别为18.3、19.1、19.9、20.7GW。以50%、55%、60%、65%的功率配比以及3.1、3.2、3.2、3.2h对应充放时长，测算得2022-2025年新增储能调峰装机量分别达7.2、14.6、25.8、51.3GWh。
• 存量调峰：未配储存量装机需求方面，2022-2025年分别有65.6、104、143.9、183.2GW发电装机存在配储需求，其渗透率预计分别达到5%、7%、10%、12%。以同样得功率配比以及时长进行配置，测算得2022-2025年存量调峰装机量达10.2、23.3、46、70.4GWh。
• 调频：2022、2023年装机量达2.6、3.1GWh。新能源的不断增多为美国带来了更高的调频需求，因此其保持每年20%的增速。
• 表前储能总计：2022-2025表前装机量达19.9、41、75.6、126.3GWh，2022-2025年CAGR为85%。
美国2022-2025年表后储能装机量CAGR为111%
• 工商业储能：2022-2025年工商业光伏装机量达2.5、3.5、4.6、6GWh，其储能渗透率预计分别达到23%、31%、39%、47%，按照45%、50%、55%、60%的功率配比及2.5、2.6、2.8、3.2h充放电时长配储，存量渗透率为3%、6%、9%、12%，测算得工商业储能装机量分别达到1.1、2.6、5.2、10.3GWh，2022-2025CAGR为112%。
• 户用储能：2022-2025年户用光伏装机量达5.6、7.3、9.5、12.4GWh，其储能渗透率预计分别达到12%、18%、22%、30%，按照45%、50%、55%、60%的功率配比及2.5、2.6、2.8、3.2h充放电时长配储，存量渗透率分别为2%、4%、5%、6%，测算得户用储能装机量分别达到1.3、3.4、6、12.3GWh，2022-2025CAGR为110%。
• 表后储能总计：2022-2025年表后装机量整体分别达到2.4、6、11.2、22.5GWh，2022-2025CAGR达111%。
美国装机量汇总：2022-2025年CAGR为88%
➢ 2022-2025年美国装机总量分别为22.3、47、86.8、148.8GWh，其2022-2025年CAGR为88%
➢ 新增装机量中，表前占绝对主导地位。2022-2025年表前装机占装机总量的85%左右。表前装机量高增为推动美国储能装机量快速上升的最大动力。
美国—电站年运营200天下光伏配储25年IRR超过15%
• 假设：峰谷电价为0.18、0.64USD/KWh、每年14天紧急情况下以3USD/KWh售电。光伏设备贷款年限15年，贷款比例为50%，贷款利率为5%，储能设备贷款年限12年，贷款比例为50%，贷款利率为5%，光伏设备单价0.95USD/W，储能设备单价0.39USD/Wh，以100%功率配比+4小时时长配储测算，当电站满负荷年运营天数达到200天时，其25年IRR突破15%，经济性凸显。
• 现实应用中，由于其高收益率可以使得其所有者更灵活调整使用时间从而达到更长的使用寿命。本质上在新建的很多光储系统中，光伏扮演的角色更多是为储能系统补充电能，通过储能在用电峰时放电带来最大的发电收益。同时，储能也可以通过从市电获取电能来为自身充能。储能系统的EMS标定全部由了解美国电网的本土企业进行设定，最大限度发挥其“削峰填谷”的调峰功能。
美国—ITC补贴再度延长，户用储能装机需求旺盛
• 假设：根据Solar Reviews数据，8KW的光伏+10KWh储能系统可以完全满足家用电力需求。
• 在光伏设备25年的生命周期内，光伏+储能设备的总成本约为27000美元。其中，储能设备的使用寿命约为光伏寿命的一半，因此按照两套价格计算。目前ITC补贴使补贴后价格下降为原价的74%，极大降低了前期投入。另外，光伏设备可享3-30年贷款优惠，对应贷款利率为8.5%-3%（贷款期限越长利率越低）。此外，还有租赁以及PPA模式可以选择，其总体经济性类似。
• 当前美国平均户用月电费约为117.64美元（EIA统计数据），25年总用电成本约35000美元。
表后工商业光伏配储LCOE约0.3美元
• 成本核心假设与表前发电侧相同，光伏发电整体单价、储能项目单价分别为0.95USD/W、0.39USD/W。与表前的区别在于自发自用时无需考虑部分税收成本，如所得税等。
• 测算得光储一体系统在其25年生命周期内，度电成本为0.31USD/KWh，低于美国的参考PPA上网电价（0.35-0.44USD/KWh），说明光储系统自发自用具有用电成本优势，如果考虑余电上网，企业也可以从中获得正收益而非折价售电，因此其经济性显现。
欧洲：气价、电价持续上行
➢ 能源缺口导致欧洲天然气价格大涨，居民用能成本大幅度增加。
• 气价方面，欧洲天然气价格不断攀升，7月以来受俄罗斯向欧洲供应天然气的主要管道北溪一号检修影响，欧洲天然气供应短缺加剧，据塔斯社7月27日报道，欧洲市场的天然气价格自今年3月起首次突破每千立方米2300美元。9月2日，俄气公司称因设备故障，“北溪-1”天然气管道无限期关闭，加剧欧洲天然气市场紧张局势。
• 电价方面，欧洲PPA电价呈现上行趋势，根据2022年二季度LevelTen发布的数据，二季度欧洲PPA价格环比+16%。受能源供应紧张和高温酷暑的共同作用下，欧洲电价持续处于高位。德国电力现货交易市场价格经过4个月的上涨后有所回落，9月均价达到346.12欧元/MWh，较上月下降25.59%，但相比去年同期仍上涨1.7倍。
欧洲：天然气供给仍是重点问题
• 博弈导致“斗气”不断。9月7日，俄罗斯总统普京公开表示，如果西方对俄罗斯石油实施价格上限计划，俄罗斯将不会向西方国家供应石油、燃料和天然气；9月2日，七国集团（G7）财长公告，对俄罗斯石油设置价格上限达成一致，欧盟委员会主席9月7日再次强调欧盟将提议对俄罗斯天然气设置价格上限。
• 欧洲储气率超8成，但仍存在不确定因素。根据GIE的数据，截至8月底，欧洲的储气水平已经超过80%，与2017-2021年期间的平均水平一致，提前近2个月完成存储目标，进度快于预期。但高储气率下仍有不确定性，传统上夏季月份因为对能源的需求通常较低，是储能满负荷的时期，随着冬季取暖季节的到来，欧洲居民可能会增加对天然气的使用需求。此外，根据bruegel的数据，随着欧洲天然气主要管道“北溪-1”的检修以及近期的关停，欧盟从俄罗斯途径进口天然气骤减，未来冬季欧洲天然气供给仍有可能面临不足。
2、国内：储能招投标维持高景气
国内：风光配储比例增加，储能项目稳步推进
➢ 9月国内储能招标及中标情况：
• 招标情况：根据不完全统计，国内9月储能电站招标规模约为6345MWh；其中中核汇能有限公司2022-2023年新能源项目储能系统集中采购为本月最大规模的招标项目，项目规模2.75GW/5.5GWh。
• 中标情况：根据储能与电力市场统计，9月储能项目中标的总规模达1.64GW/3.22GWh，共涉及5个储能系统采购项目、15个EPC总承包项目，此外还有2个液流电池项目发布了EPC采购结果。从规模来看，EPC总承包招标规模达到1.51GW/2.99GWh，占到全部项目总规模的92%。储能系统采购中标价格区间1.38-1.95元/Wh之间，EPC总承包报价区间在1.46-2.46元/Wh之间
国内：储能项目稳步推进
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