[Table_Page]深度分析电力设备证券研究报告新型电力系统系列之六[Table_Title]行业评级[Table_Grade]买入中美消纳禀赋迥异，2024年美国储能发展引领全球前次评级买入报告日期2024-02-01[Table_Summary]相[Ta对ble市_Pi场cQu表ote现]核心观点：⚫美国储能定位区域消纳，加州、德州新能源消纳能力见顶下高比例、长1%03/2305/2307/2309/2311/2301/2401/23时配储大势所趋。对比中美，中国能源结构以煤电为主缺乏调节资源，-8%但特高压网架健全、统一电力市场日趋完善，储能定位大范围消纳；美-17%国能源结构虽以气电为主，但区域差异显著、电网建设零碎且分散、电-26%力市场协调性差，储能定位区域消纳。以加州为例，新能源高渗透率导-36%致净负荷曲线向“深谷型”转变，新能源消纳能力接近于0。故高比例、-45%电力设备沪深300长时储能预计将成为保证电力系统稳定、支撑电站经济性的重要手段。⚫美国储能24年增速全球领先，两大细分市场并驾齐驱。表前市场：技术性+经济性主导，电网升级+并网法案改革驱动大储发展提速。美国[分Ta析ble师_A：uthor]陈子坤大储建设规模与速度主要受技术性、经济性、外部性三重影响，技术性SAC执证号：S0260513080001决定配储形式以独立储能+光储为主，新能源配储比例达40%，配储时010-59136690长平均超3h、加州平均4h。经济性决定建设进展，影响因素包括收益chenzikun@gf.com.cn模式、ITC补贴、项目贷款利率等。外部性包括电网容量、审批效率等分析师：纪成炜因素。24年部分州新能源消纳能力见顶强化大储需求，加息周期或结SAC执证号：S0260518060001束、电网升级力度加大与并网法案改革落实，美国大储发展有望提速，SFCCENo.BOI548预计24年美国表前储能新增31.2GWh，同比+59.3%，是美国储能主021-38003594要市场。表后市场：经济性主导，降息有望释放需求空间。美国户储/jichengwei@gf.com.cn工商储驱动因素在于降低用电成本、提高光伏自供应比例及提高供电稳分析师：陈昕定性，24年随分布式光伏、电价政策调整与贷款利率下行，预计24年SAC执证号：S0260522080008美国户储/工储新增2.5/1.5GWh，同比+45.6%/118.7%。010-59136699⚫中国产业链出海凸显竞争优势。下游：项目开发商从公用事业公司向电gfchenxin@gf.com.cn网、金融企业拓展，NextEra、意大利国家电力公司（Enel）等熟悉电请注意，陈子坤,陈昕并非香港证券及期货事务监察委员会力制度与交易规则的企业占据头部份额。中游：集成商竞争格局分化，的注册持牌人，不可在香港从事受监管活动。与头部开发商绑定凸显资源优势。特斯拉、Fluence、阳光电源在可融资性、产品力、渠道布局完善，北美市场份额稳居前三，阿特斯在美拥[相Tab关le_研Do究cRe：port]有电站资源有望异军突起。上游：电芯、逆变器企业凭借国内产业链成新型电力系统系列之五:柔直2023-11-22本与性能优势合作海外集成商开拓市场，国内产业链出海前景可期。引领输电技术变革，把握0到⚫投资建议。①表前市场：集成环节关注较早布局海外市场且产品、渠道1投资机遇布局完善的阳光电源、阿特斯，建议关注上能电气、通润装备、科华数新型电力系统系列之四:电改2023-04-09据、科陆电子等；电芯环节关注优质电芯企业在美建厂或签订大额订单传导消纳压力，综能服务蓄势企业宁德时代、比亚迪、亿纬锂能，建议关注国轩高科、南都电源等。待发②表后市场：关注具备渠道优势、产品类齐全的艾罗能源、盛弘股份、科士达、禾迈股份、昱能科技、德业股份、固德威、锦浪科技等。[联Ta系ble人_C：ontacts高]翔021-38003841⚫风险提示。中美贸易摩擦风险；美国新能源政策变动风险；美联储持续gaoxiang@gf.com.cn加息风险；行业竞争格局恶化风险。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明1/49[Table_PageText]深度分析电力设备[重Ta点b公le_司im估p值co和m财]务分析表最新最近合理价值EPS(元)PE(x)EV/EBITDA(x)ROE(%)2023E2024E2023E2024E股票简称股票代码货币评级5.658.0913.879.691.131.6520.6614.15收盘价报告日期（元/股）1.331.8515.7511.322023E2024E2023E2024E1.181.7511.007.42阳光电源300274.SZCNY78.392023/08/25买入124.401.121.5624.2117.3811.238.0433.8032.609.9413.6615.2511.10上能电气300827.SZCNY23.352023/07/31买入50.6410.7214.7915.9311.5419.7213.3333.0032.602.804.7912.427.26禾望电气603063.SHCNY20.952023/10/17买入33.3612.1519.9815.409.3617.6213.8014.7017.006.639.8910.196.83阿特斯688472.SHCNY12.982023/06/13买入17.778.9513.6510.436.846.725.0213.4016.505.207.7311.487.72盛弘股份300693.SZCNY27.112023/06/22买入50.2721.5015.5924.5025.50宁德时代300750.SZCNY151.592023/10/23买入298.189.217.7021.7023.00比亚迪002594.SZCNY170.732023/11/01买入375.207.566.0421.9023.20亿纬锂能300014.SZCNY34.782023/04/27买入89.6013.737.4515.8021.30禾迈股份688032.SHCNY187.102023/09/03买入303.6813.448.0914.5019.30德业股份605117.SHCNY67.572023/09/03买入132.518.385.7544.7040.00固德威688390.SHCNY93.372023/08/31买入223.858.975.9840.1037.90锦浪科技300763.SZCNY59.702023/08/31买入129.926.544.6032.9032.90数据来源：Wind、广发证券发展研究中心备注：表中估值指标按照最新收盘价计算识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明2/49[Table_PageText]深度分析电力设备目录索引一、能源结构、电网架构、电力市场差异化决定美国储能定位在于区域消纳...................7二、整体概况：区域消纳仍为主线，应用场景多元扩张..................................................12（一）装机规模：短期受多因素影响，长期不改高景气态势...................................12（二）地域分布：与新能源装机区域吻合，反应消纳困境......................................14（三）应用场景：调频与套利为主要应用场景，新能源消纳需求大幅提升.............15（四）市场空间：预计24年美国储能新增装机35GWH，大储市场贡献主要增量.17三、表前市场：技术性+经济性双驱动，电网升级+并网法案改革支撑大储发展提速......18（一）技术性：消纳与顶峰共存，高比例、长时配储大势所趋...............................18（二）经济性：商业模式+ITC补贴保障储能活力...................................................21（三）加速因素：电网升级+并网法案改革强有力促进储能发展提速......................30四、表后市场：经济性主导，降息有望释放需求空间......................................................35五、产业链出海凸显竞争优势..........................................................................................39（一）下游：公用事业公司居多，开发商类型逐步多元化......................................39（二）中游：头部份额集中，可融资性、产品力、渠道力决定集成商竞争优势.....41（三）上游：电芯、逆变器企业凭借产业链优势开拓海外市场...............................44六、投资建议....................................................................................................................46七、风险提示....................................................................................................................47识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明3/49[Table_PageText]深度分析电力设备图表索引图1：2013-2022年中国各类型发电机组装机容量（单位：万千瓦）..................8图2：2013-2022年美国各类型发电机组装机容量（单位：万千瓦）..................8图3：2013-2022年中国各类型电源发电量（单位：亿千瓦时）..........................8图4：2013-2022年美国各类型电源发电量（单位：亿千瓦时）..........................8图5：美国光照条件分布........................................................................................9图6：美国风力资源分布........................................................................................9图7：2015年美国各区域发电机组装机结构.........................................................9图8：美国三大电力互联区域分布.......................................................................10图9：美国十大电力市场分布..............................................................................10图10：中国特高压网架架构................................................................................11图11：美国高压网架架构....................................................................................11图12：2022年末加州各类型发电机组装机规模（MW）...................................12图13：加州净负荷曲线由“鸭形”向“深谷”转变.....................................................12图14：美国储能历年新增装机规模及预测（MW）............................................13图15：美国储能历年新增装机规模及预测（MWh）..........................................13图16：分季度美国储能新增装机规模（MW）....................................................13图17：分季度美国储能新增装机规模（MWh）..................................................13图18：美国表前储能系统价格变化情况..............................................................14图19：美国户储价格变化情况............................................................................14图20：截至23Q3末美国储能区域分布情况及预测............................................15图21：2016-2020年美国新增储能项目应用场景分布........................................16图22：2022年美国新增储能项目应用场景分布.................................................16图23：美国储能发展影响因素分析.....................................................................18图24：2023年某两个典型日加州负荷与净负荷曲线..........................................19图25：夏季连续一周时间加州分时电价曲线......................................................19图26：2022年及2023-2024年美国配储形式....................................................19图27：2023年某两个典型日各类型能源出力情况.............................................20图28：2022年与2023年加州新能源月度弃电量..............................................20图29：2023年美国加州某两个典型日储能出力情况..........................................21图30：2022年美国分区域新增储能项目配储时长分布及2015-2022年平均配储时长变化...............................................................................................................21图31：LBNL样本中光伏+储能PPA的平准价格（气泡大小表示光伏容量）....23图32：不同配比与规模的储能项目对PPA电价贡献值（气泡大小表示储能规模）..............................................................................................................................23图33：2021-2022年平均每小时储能出力情况...................................................24图34：2021-2022年储能资源季度收入情况......................................................24图35：加州储能净市场收入................................................................................25图36：加州储能全年运营平均收入.....................................................................25图37：每小时平均的储能日前投标和节点价格（按季度计算）.........................26识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明4/49[Table_PageText]深度分析电力设备图38：每小时平均的实时储能投标和节点价格（按季度计算）.........................26图39：由储能提供的日前调频服务情况..............................................................26图40：储能参与辅助服务竞价的容量百分比......................................................26图41：美国4h储能系统成本展望......................................................................29图42：美国联邦基金利率区间............................................................................29图43：美国不同类型能源申请并网容量情况......................................................30图44：美国新能源项目并网申请数量.................................................................31图45：美国电力系统安装量与申请量对比..........................................................31图46：美国月度并网功率及并网成功率..............................................................31图47：美国投资者所有的电力公用事业公司（IOUs）在输配电项目上的资本开支、增速与实际GDP增速对比...................................................................................32图48：不同类型项目申请到并网时间周期..........................................................33图49：不同规模项目申请到并网时间周期..........................................................33图50：美国新能源项目并网审批流程.................................................................34图51：美国分布式光伏与表后储能新增装机及增速............................................36图52：2020年美国户储装机区域分布................................................................36图53：美国户储装机原因....................................................................................36图54：关注节省电费用户对重要性排序..............................................................36图55：关注提高光伏自供应比例用户对重要性排序............................................37图56：关注提升电网稳定性用户对重要性排序...................................................37图57：2020年以来美国月度电力平均零售价、天然气价格、15年抵押贷款利率变化.......................................................................................................................37图58：美国户储系统安装成本变化情况（单位：美元/kWh）............................37图59：2013-2020年美国人均停电时长..............................................................38图60：2020年美国各州停电时长与停电次数.....................................................38图61：2022年美国单个项目20MWh及以上新增储能项目开发商开发规模（MW）..............................................................................................................................40图62：2023年美国单个项目5MW及以上新增储能项目开发商开发规模（MW）..............................................................................................................................40图63：2021年全球储能集成商市占率................................................................42图64：美国户储品牌市场份额............................................................................42图65：2022年全球储能系统集成商市场份额排名.............................................42图66：2023年储能系统集成商可融资性排行.....................................................44表1：美国储能市场空间测算..............................................................................17表2：美国部分光伏电站PPA电价情况..............................................................23表3：美国光伏电站单位初始投资与上网电价对电站IRR的敏感性测算............23表4：美国光储系统总投资与PPA电价溢价率对电站IRR的敏感性测算..........24表5：美国独立储能总投资与年平均收入的IRR敏感性测算..............................27表6：美国联邦与各州关于光储系统的补贴政策.................................................27表7：美国IRA法案出台后ITC基础抵免对比变化.............................................29表8：美国独立储能总投资与贷款利率的IRR敏感性测算..................................29识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明5/49[Table_PageText]深度分析电力设备表9：美国联邦能源监管委员会（FERC）2023号令主要内容...........................35表10：加州NEM政策变化.................................................................................38表11：美国20MWh及以上储能项目开发商集中度............................................39表12：美国储能主要开发商简介.........................................................................40表13：全球主要储能系统集成商汇总.................................................................43表14：国内产业链企业美国储能业务拓展近况...................................................45识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明6/49[Table_PageText]深度分析电力设备一、能源结构、电网架构、电力市场差异化决定美国储能定位在于区域消纳美国储能定位区域消纳，加州、德州新能源消纳能力见顶下高比例、长时配储大势所趋。能源结构、电力市场、电网架构三大因素决定中美储能的差异化定位，能源结构：美国发电机组长期以气电为主，22年气电发电量占比超40%，调节性资源充裕度高于中国，但不同区域能源结构差异明显，新能源消纳能力不尽相同。电力市场：美国电力市场化程度较高，但区别于中国统一电力大市场，美国不同区域监管主体复杂且多元，协调性较差制约新能源的跨区域消纳。电网架构：中国特高压骨干网架已初步成型，美国电网发展仍显零碎，区域间缺乏大规模电力互联能力，决定电力消纳以本地为主。以加州为例，风光发电22年末容量占比近30%且快速提升，新能源高渗透率导致加州净负荷曲线从“鸭型”向“深谷型”转变，新增新能源消纳能力接近于0。故高比例、长时储能预计将成为保证电力系统稳定、支撑电站经济性的重要手段。1.美国灵活性资源占比更高，调节性资源相对充沛，但区域发电机组结构差异较大美国发电机组装机结构中更加灵活的燃气机组占据主力电源，整体消纳压力小于中国。对比中美能源结构，根据中电联与EIA数据，2022年末发电机组装机容量分别为2564GW、1254GW，中国是美国的2.04倍；风光合计分别为758GW、215GW，中国是美国的3.53倍；风光机组占比分别为29.56%、17.16%，中国较美国高12.40个百分点。但美国得益于存在价格较为低廉的页岩气，发电机组以燃气机组为主，2022年末燃气机组装机容量566GW，占比45.14%；中国以煤电机组为主，2022年末煤电机组装机容量1124GW，占比43.85%。从用电量增速看，2012-2022年中美发电量复合增速分别为5.90%/0.48%，美国用电需求近乎平稳。相较于煤电机组，燃气机组负荷调节范围宽、响应速度快、运行可靠性高、启停时间与爬坡速率等调节特性均远优于煤电机组，是优质的调峰电源。在美国新能源装机规模远低于中国的情况下，其主力电源由更具调节性能的燃气机组担任，整体调节性资源充裕度高于中国。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明7/49[Table_PageText]深度分析电力设备图1：2013-2022年中国各类型发电机组装机容量（单图2：2013-2022年美国各类型发电机组装机容量（单位：万千瓦）位：万千瓦）煤电气电生物质及其他火电燃煤燃气燃油生物质发电核电水电风电常规水电抽水蓄能核电风电太阳能发电其他太阳能发电其他300000140000250000120000200000100000800001500006000010000040000500002000000数据来源：国家能源局，中国电力统计年鉴2022，广发证券发数据来源：EIA，广发证券发展研究中心展研究中心注：100万千瓦=1GW注：100万千瓦=1GW图3：2013-2022年中国各类型电源发电量（单位：亿图4：2013-2022年美国各类型电源发电量（单位：亿千瓦时）千瓦时）燃煤燃气生物质及其他火电燃煤燃气燃油风电核能常规水电太阳能核电水电风能抽水蓄能其他太阳能发电其他10000050000800004000060000300004000020000200001000000数据来源：国家能源局，广发证券发展研究中心数据来源：EIA，广发证券发展研究中心注：10亿千瓦时=1TWh识别风险，发现价值美国不同区域发电机组结构存在较大差异，区域消纳能力不尽相同。资源禀赋差异决定美国新能源装机的区域差异化，其中西部地区存在科罗拉多山系与落基山脉等地势落差较大山区，水电装机充沛；中东部地区是美国煤炭与天然气主要产地，能源结构以煤电、气电为主；太平洋沿岸及西南地区光照条件充足，光伏发电装机占比较高；中部落基山脉以西风力资源发达，风电机组多建于此。根据加州能源委员会数据，截至2023年9月，加州发电机组装机容量84.62GW，其中光伏发电装机容量达17.09GW，风电装机容量达6.12GW，占加州总装机容量的比例分别为20.20%请务必阅读末页的免责声明8/49[Table_PageText]深度分析电力设备和7.23%。新能源机组主要集中于美国西部的加州与南部的德州地区，不同区域消纳能力存在较大差距。图5：美国光照条件分布图6：美国风力资源分布数据来源：美国能源部，广发证券发展研究中心数据来源：美国能源部，广发证券发展研究中心图7：2015年美国各区域发电机组装机结构数据来源：美国能源部，广发证券发展研究中心2.美国电力市场形式多元，跨市场间协调性较差限制电力跨区域调度美国区域电网互联较差，ISO/RTO代表美国主要电力市场形式。由于落基山脉的地理因素与历史文化原因，电力传输主要由西部互联、东部互联和德州互联组成，三大互联相互独立运作，相互之间电力传输有限，与中国的国家电网、南方电网格局相似。电力市场化方面，美国电力市场参与主体更加多元化，1992年修订的《能源政策法》规定各类电力企业享有平等、开放地进入输电网的权利，确保不同电源识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明9/49[Table_PageText]深度分析电力设备主体间公平竞争；1996年起，美国加快放开电力批发市场、分拆发电与输电业务，部分区域成立独立的系统运营商（Independentsystemoperators，ISO）和更大规模的区域输电组织（Regionaltransmissionorganizations，RTO）为发电企业提供输电服务，作为响应FERC监管而形成的组织，ISO/RTO主要负责区域电网的协调、控制和监测，并对本区域电力平衡负责。目前，美国电力市场主要包括三大传统区域市场和七大ISO/RTO组织：传统区域市场电力发输变配功能多集于一体，单一企业经营区域相对较小，区域间协调性较差。三大传统市场主要为地广人稀区域，包括西南区域市场、西北区域市场和东南区域市场。在这些区域市场中，市场参与者以垂直整合的投资者所有的公用事业公司为主，通常独立负责为客户发电、输电和配电，承担职责较为多样。在传统市场中，电力发输变配功能多集于一体，单一企业经营区域相对较小，区域间协调性较差。电力购销以长期购电协议为主，现货交易占总电量比例较低。ISO/RTO市场实行厂网分离，电力资源可在区域内实现调配。七大ISO/RTO组织主要包括：四大ISO市场，即加州ISO（CISO）、中大陆ISO（MISO）、纽约ISO（NYISO）、新英格兰ISO（ISO-NE）和三大RTO市场，即SPP、PJM和ERCOT（部分ISO与RTO区域存在重合），其中PJM即为美国运营规模最大、复杂程度最高的电力控制区。在该市场模式下为零售客户服务的公用事业公司发电资产需要转移至独立能源生产商（IPP），其只能保留电网类资产，即仅能实现向客户输电与售电，IPP通过竞争激烈的电力市场出售电力，即与中国类似的厂网分离。成熟的ISO和RTO既是趸售发电市场的组织者，也是电网的调度者，电力资源可在区域内实现调配。图8：美国三大电力互联区域分布图9：美国十大电力市场分布数据来源：美国能源部，广发证券发展研究中心数据来源：美国能源部，广发证券发展研究中心美国三大区域电网之间能源结构迥异，各成一体，协调和调配能力有限。《联邦电力法》赋予FERC监管州际商业电力传输和批发销售的责任，但美国电力市场分散，运营主体多样，监管主体复杂，市场间联络复杂且效率低下，影响电力的跨区域调配与新能源跨区域消纳。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明10/49[Table_PageText]深度分析电力设备3.美国电网发展整体处于渐进与零碎过程，决定电力消纳以本地小区域为主美国以区域电网为主，电力供需平衡与新能源消纳多以本地区为主。如前所述，美国各区域电网内电源结构形态差异较大，东部电网覆盖美国主要煤、气产地，能源结构以煤电、气电为主，电网架构较为密集；西部电网覆盖科罗拉多山系与落基山脉等地势落差较大山区，水电装机充沛，山脉地形亦在一定程度上阻碍西部电网互联的发展；南部的德克萨斯州页岩气充沛，且由于历史文化因素较为独立，区域内独立小电网众多。输电方式上，由于直流输电项目需要多个区域输电组织（RTO）的协作，受成本回收难以预测、投资决策风险较大等因素影响，美国输电方式主要为短距离交流输电，电压等级以230-500kV为主，长距离大规模输电能力有限。相较于中国特高压网架形成的跨区域消纳方式，美国电力供需平衡与新能源消纳主要以本地区为主。图10：中国特高压网架架构图11：美国高压网架架构数据来源：国家电网，广发证券发展研究中心数据来源：美国能源部，广发证券发展研究中心综上：三大差异决定美国储能定位主要在于区域消纳。通过对比三大差异可知，美国能源结构以更加灵活的气电为主，整体新能源占比与消纳压力不及中国，电力系统可调节资源充裕度更高。但美国电力市场协调性较差，电网架构不支持电力的跨区域调配，故新能源消纳主要以本地区为主。考虑到美国政府并无弃风弃光率的考核指标，但新能源装机的快速提升一方面影响存量电站的发电量，另一方面拉低电力现货市场部分时段电价，故储能定位主要在于实现本地区区域消纳，提升项目经济性。以加州为例，与州外电力交易规模有限，高比例可再生能源对区域消纳产生重大挑战，配储保障新能源消纳势在必行。根据加州能源委员会数据，截至2022年末，加州前五大发电机组类型分别为天然气、光伏、水电、风电、地热，装机规模达39.45GW、17.09GW、14.04GW、6.12GW、2.69GW，装机规模占比分别为46.62%、20.20%、16.59%、7.23%、3.18%，风光发电机组合计规模占比达27.43%，较2015年提升12.28pct。我们认为，过高的新能源占比对中美电力系统均产生深远影响，净负荷曲线与分时电价曲线从“鸭型”向“深谷型”转变且日趋严重，配储保障新能源消纳预计将成为保证电力系统稳定、支撑电站经济性的重要手段。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明11/49[Table_PageText]深度分析电力设备图12：2022年末加州各类型发电机组装机规模（MW）图13：加州净负荷曲线由“鸭形”向“深谷”转变2693239328373.2%2.8%3.4%6117天然气7.2%光伏水电1403539449风电16.6%46.6%地热核能17093其他20.2%数据来源：加州能源委员会，广发证券发展研究中心数据来源：EIA，广发证券发展研究中心二、整体概况：区域消纳仍为主线，应用场景多元扩张（一）装机规模：短期受多因素影响，长期不改高景气态势表前储能占据美国储能主要市场，新能源装机规模快速提升下储能发展成长性确定。美国储能市场主要划分为表前市场与表后市场，其中表前市场即对应大型储能（公用事业储能），包括新能源配储与独立储能两种形态，表后市场主要包括工商业储能（CommericalCommunityandIndustry，简称CCI）与户储。根据WoodMackenzie数据，2022年美国储能市场新增装机4.78GW/13.83GWh，同增长35.79%/25.54%，其中表前储能、工商业、户储分别为4.01GW/12.03GWh、0.13GW/0.25GWh、0.62GW/1.60GWh，同比增长34.56%/26.08%、-3.31%/-40.96%、54.48%/51.19%，表前储能占据美国最大储能份额。2023H1美国储能市场新增装机2.46GW/7.74GWh，同增长8.91%/32.06%，其中表前储能、工商业、户储分别为2.06GW/6.66GWh、0.10GW/0.31GWh、0.29GW/0.77GWh，同比增长8.57%/33.16%、76.70%/117.30%、-1.97%/7.37%，大储受利率、审批效率等因素影响增速下滑，工商业储能在低基数及补贴带动下实现快速增长。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明12/49[Table_PageText]深度分析电力设备图14：美国储能历年新增装机规模及预测（MW）图15：美国储能历年新增装机规模及预测（MWh）户储（MW）工商储（MW）户储（MWh）工商储（MWh）大储（MW）户储新增同比大储（MWh）户储新增同比工商储新增同比大储新增同比工商储新增同比大储新增同比合计新增同比合计新增同比700.0%9000350%300008000300%25000600.0%7000250%20000500.0%6000200%400.0%5000150%4000100%15000300.0%300050%20000%10000200.0%10005000100.0%0.0%0-50%0-100.0%201820192020202120222023E201820192020202120222023E数据来源：WoodMackenzie，广发证券发展研究中心数据来源：WoodMackenzie，广发证券发展研究中心短期受利率、审批效率、价格等多因素影响，美国储能并网规模存在季节性波动。根据WoodMackenzie数据，2023Q3美国单季度储能并网规模创历史新高，达到2.35GW/7.32GWh，同比提升62.21%/47.54%，环比提升40.09%/30.82%，其中大储、工商业、户储分别2.16GW/6.85GWh、0.03GW/0.09GWh、0.17GW/0.38GWh。受并网审批项目积压、并网审批进度放缓、贷款利率高企及补贴政策变动等众多因素影响，尽管Q3并网规模创历史新高但仍有较多储能项目延迟并网，导致美国储能并网规模存在一定季节波动。图16：分季度美国储能新增装机规模（MW）图17：分季度美国储能新增装机规模（MWh）户储（MW）工商储（MW）户储（MWh）工商储（MWh）大储（MW）户储新增同比大储（MWh）户储新增同比工商储新增同比大储新增同比工商储新增同比合计新增同比大储新增同比合计新增同比25001000%80002000%70002000800%60001500%1500600%50001000400%40001000%200%30005000%2000500%10000%00-200%-500%数据来源：WoodMackenzie，广发证券发展研究中心数据来源：WoodMackenzie，广发证券发展研究中心大储系统价格受供应链降本而大幅下降，户储价格相对平稳。根据WoodMackenzie统计，2023Q3美国公用事业规模储能（表前储能）系统平均价格1288$/kW，同比下降35.37%，环比下降23.33%，以2023Q3平均配储时长3.11h、7.1的美元汇率测算，美国大储系统平均价格约2.94元/Wh。2023年受益于碳酸锂价格大幅下降，美国大储系统价格有所下降，但仍远高于国内12月2h储能系统平均0.88识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明13/49[Table_PageText]深度分析电力设备元/Wh与4h储能系统平均0.68元/Wh的报价。相比之下户储需求方为居民端，更加注重产品安全性与稳定性，对终端价格敏感度较低，故2023H1户储系统均价较2022H2基本持平，约为大储系统3倍，户储环节仍保持较高盈利能力。图18：美国表前储能系统价格变化情况图19：美国户储价格变化情况2500表前储能系统价格（美元/kW）60%1400美国户储平均价格（美元/kWh）表前储能系统价格（美元/kWh）40%13501222128912901339容量价格同比20%1300容量价格环比0%1250-20%12002000-40%1150-60%11001500105010001000135250011400数据来源：WoodMackenzie，广发证券发展研究中心数据来源：EnergySage，广发证券发展研究中心（二）地域分布：与新能源装机区域吻合，反应消纳困境美国表前储装机主要分布于加州、德州及亚利桑那州，与新能源机组渗透率较高地区高度重合。根据S&PGlobal数据，截至2023Q3末，美国表前储能累计装机容量达14.69GW/42.70GWh，同比+53.28%/58.96%，其中加州（CAISO）持续领跑美国表前储能市场，累计装机规模达6.97GW/26.89GWh，占表前储能的47.45%/62.97%，平均配储时长达3.86h；德州（ERCOT）表前储能累计装机规模4.05GW/5.52GWh，占美国表前储能总容量的27.57%/12.93%排名第二。根据S&PGlobal预测，未来新增装机主要集中于西部、中部及德州地区。储能项目分布区域与新能源装机区域高度重合，反映美国新能源面临较大区域消纳压力。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明14/49[Table_PageText]深度分析电力设备图20：截至23Q3末美国储能区域分布情况及预测数据来源：S&PGlobal，广发证券发展研究中心（三）应用场景：调频与套利为主要应用场景，新能源消纳需求大幅提升调频与套利为主要应用场景，储能规模化发展下应用领域逐步扩张。基于系统或经济条件的电力调度优化策略为表前储能创造收入机会，根据EIA数据，大多数表前储能（大于1MW）通常参与多种应用场景，2020年单个储能项目平均应用场景达2.2个，其中调频占比最高达59%，其他用途如爬坡/旋转备用、套利和负载跟踪，截至2020年占比分别达39%、37%、26%。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明15/49[Table_PageText]深度分析电力设备图21：2016-2020年美国新增储能项目应用场景分布数据来源：EIA，广发证券发展研究中心2022年储能用于新能源消纳需求大幅提升，加州区域尤为明显。2020年以来，市场规则细化与储能装机量达到一定规模为储能提供更广阔的应用场景，新能源消纳、电压或无功支撑、系统调峰、备用电源等需求逐步放量。对比2022年新增与2020年存量表前储能的应用场景，频率调节、套利、爬坡/旋转备用仍为前三大应用场景，部分储能机组通过调节输出功率，可提供的功率与容量总和甚至超越名义装机规模。值得注意的是，随着新能源渗透率提升，储能减少弃电、增加新能源发电量的作用愈发凸显，加州、德州等新能源渗透率快速提升区域尤为明显。图22：2022年美国新增储能项目应用场景分布数据来源：EIA，广发证券发展研究中心请务必阅读末页的免责声明识别风险，发现价值16/49[Table_PageText]深度分析电力设备（四）市场空间：预计24年美国储能新增装机35GWh，大储市场贡献主要增量预计24年美国储能新增规模35GWh，22-25年复合增速约54%。如前所述，考虑到美国储能主要集中于新能源占比较高区域，在加州、德州边际消纳能力接近于0的情况下，预计23-25年新增集中式光伏配储的渗透率有望持续提升，功率配比长期接近50%。独立储能在电网升级改造力度加大缓解并网容量限制与并网审批法案改革加快审批效率的双重刺激下有望提速，预计规模超光伏配储。表后市场主要包括工商业储能与户储，2023年受利率上涨影响与电价回落影响装机积极性有所下滑，但相较于22年低基数仍有较大幅度增长。综上，预计23-25年美国储能新增装机规模达22/35/51GWh，同比+57%/60%/44%，其中大储预计20/31/45GWh、工商储预计1/2/3GWh、户储预计2/3/4GWh，22-25年三年复合增速约54%。表1：美国储能市场空间测算2020202120222023E2024E2025E2420324048美国光伏新增规模（GW)2060%60%60%71.3%58.4%19.224.028.8其中：集中式光伏占比71.9%17.211.850%55%60%40%50%40%40%45%新增集中式光伏装机规模（GW）14.323%40%3.85.37.81.62.43.45.16.1新增项目储能渗透率34%1.22.47.310.413.92.84.82.73.03.2功率配比20%3.22.519.631.244.58.812.2新能源新增项目配储需求（GW）1.0197.4%38.1%60.8%59.3%42.8%120145177217265独立储能需求（GW）435669851041520243036大储装机规模（GW）1.027364555683.9%3.7%4.5%6.0%8.0%平均配储时长（h）3.02.5%3.0%4.0%5.0%6.0%0.590.731.081.782.91美国大储新增并网规模（GWh）3.00.691.091.782.754.050.140.130.350.701.13YOY0.400.630.690.971.303.071.902.02.22.5美国光伏累计规模（GW)962.612.472.52.62.70.40.30.71.52.8其中：分布式光伏累计规模（GW）361.11.61.72.53.510.314.022.035.250.9其中：工商业光伏累计规模（GW）14174.5%35.9%57.3%60.1%44.4%户用光伏累计规模（GW）22工商业配储比例3.4%户用配储比例2.1%工商业配储规模（GW）0.47户用配储规模（GW）0.46新增工商业配储规模（GW）0.13新增户用配储规模（GW）0.23工商业平均配储时长（h）2.08户用平均配储时长（h）2.27工商业储能新增需求（GWh）0.3户用储能新增需求（GWh）0.5美国储能合计新增并网规模（GWh）3.8YOY数据来源：WoodMackenzie，EIA，广发证券发展研究中心识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明17/49[Table_PageText]深度分析电力设备三、表前市场：技术性+经济性双驱动，电网升级+并网法案改革支撑大储发展提速技术性+经济性双重驱动，电网升级+并网审批法案改革强刺激，美国储能发展有望提速。复盘美国储能的发展，2022年受供应链紧张影响，美国储能新增装机有所放缓，但新能源装机规模的高增长、极端天气对电力系统稳定性的较大冲击以及IRA法案对ITC补贴政策的延续使得美国储能景气需求延续。2023年在供应链压力大幅缓解的背景下，美国储能装机规模预计呈现翻倍增长，但仍受包括贷款利率、审批效率、电网承载力等因素钳制。综合影响美国储能发展的各项因素，我们认为，美国储能的规模与进程主要受技术性与经济性两个维度影响。技术性决定美国储能的配储形式、配储比例与配储时长，不同消纳压力对应储能差异化需求；经济性决定配储意愿，包括储能收益模式、ITC补贴、项目贷款利率等，结合外部电网容量、审批效率等因素，综合决定美国储能发展规模与发展速度。图23：美国储能发展影响因素分析数据来源：广发证券发展研究中心（一）技术性：消纳与顶峰共存，高比例、长时配储大势所趋加州新能源出力较高时段净负荷曲线已接近于0，分时电价波动加剧强化配储意愿。根据CAISO统计，加州日常电力需求在20GW-35GW之间，年度最大用电需求在45GW-50GW之间，而2023年加州光伏最大出力16GW、风电最大出力5GW，部分时段净负荷曲线已接近于零，新能源消纳压力骤增。新能源出力的大幅波动同时带来现货市场电价的波动，光伏出力较大时段电价持续下探，而傍晚等缺电时段极识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明18/49[Table_PageText]深度分析电力设备端情况下电价甚至超800美元/MWh，电价波动加剧，配储诉求增强。图24：2023年某两个典型日加州负荷与净负荷曲线图25：夏季连续一周时间加州分时电价曲线数据来源：CAISO，广发证券发展研究中心数据来源：CAISO，广发证券发展研究中心配储形式：表前储能建设主要以独立储能与光伏配储为主。根据新能源发电特性，风电在全天的出力相较于光伏更加平稳，但偶尔会出现长时间的高出力/低出力（即间歇性问题），因此更多需要长时储能。美国充足的气电资源能够提供长时调节能力，故风电对储能依赖度相对较小，因而美国大储的发展形式主要为独立储能与光伏配储。根据EIA统计，截至2022年末美国在运行大储项目中，独立储能、光伏配储规模分别达4.28GW、3.24GW，占总装机规模的50.12%、37.85%，此外风电配储、化石燃料配储分别为0.11GW、0.87GW，占比较小。2023-2024年计划新增的大储项目中，独立储能、光伏配储规模分别为11.37GW、10.77GW，占新增装机规模的50.00%、47.38%，储能建设形式更加集中。风电配储、化石燃料配储分别为0.19GW、0.40GW，占比持续缩小。图26：2022年及2023-2024年美国配储形式数据来源：EIA，广发证券发展研究中心配储比例：加州边际消纳能力接近于0的情况下光伏配储比例超50%且仍有提升识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明19/49[Table_PageText]深度分析电力设备空间。受自然环境影响，加州新能源出力在全年呈现明显季节特性，如图28所示，2-6月为新能源出力高峰时段，对应弃风弃光量袁高于其他月份，其中4月达到一年最高峰，为全年消纳压力最大时段。我们选取较有代表性的2023年4月30日加州各类型机组出力情况进行分析，可再生能源在当日16：20分出力达到最大的18.8GW，而风电在全天较为平均约5.5GW，故可估算当日最大光伏出力达13.3GW。而根据加州能源委员会统计，截至2022年末加州集中式光伏装机规模达17.1GW，光伏最大出力达77.8%。考虑到加州光伏大发时段消纳空间已接近于0及全年平均出力情况，故如图26所示22年末加州在运行集中式光伏装机规模6.2GW，在运行光伏配储规模达3.2GW，光伏配储比例超50%，而2023-2024年加州集中式光伏计划新增18.6GW，光伏配储计划新增10.7GW，光伏配储比例达58%，新增光伏配储有望进一步提升。图27：2023年某两个典型日各类型能源出力情况图28：2022年与2023年加州新能源月度弃电量数据来源：CAISO，广发证券发展研究中心数据来源：CAISO，广发证券发展研究中心配储时长：光伏需配置4小时储能，更长时储能需求渐起。根据EIA数据，2018-2022年美国表前储能平均配储时长为2.28、2.74、1.17、2.98、2.54h，2022年受部分大型储能项目并网延期影响平均配储时长有所降低，但整体仍高于中国2.1h的平均配储时长（GGII统计，2022年）。分区域看，光伏装机容量最大的加州大部分部署的电池储能系统持续放电时间达4小时以上，平均配储时长显著高于其他地区。2023年3月美国能源部宣布与合作伙伴签署谅解备忘录以加速长时储能的商业化，并制定了长时储能计划，旨在十年内将电网规模储能系统的成本降低90%，持续时间提高至10小时以上。未来随着美国新能源渗透率的提升，配储时长有望持续提升。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明20/49[Table_PageText]深度分析电力设备图29：2023年美国加州某两个典型日储能出力情况数据来源：CAISO，广发证券发展研究中心图30：2022年美国分区域新增储能项目配储时长分布及2015-2022年平均配储时长变化数据来源：EIA，广发证券发展研究中心（二）经济性：商业模式+ITC补贴保障储能活力1.收入端：灵活市场机制保障储能长期收益考虑到美国储能形式主要在于新能源配储与独立储能，在收益模式上有所差异，故分别予以差异化分析。（1）新能源配储：PPA溢价提升整体经济性PPA电价制度是保障欧美新能源发展的重要基石。在欧美电力市场实践中，新能源参与市场交易最成熟的方式即为PPA（PowerPurchaseAgreement）长期购电协议。广义上来说，PPA可以泛指所有电源类型与用户签订的购电协议，但实践中，PPA一般只表示用户与风电、光伏等新能源发电签订的购电协议。对于新能源企业识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明21/49[Table_PageText]深度分析电力设备而言，PPA是在补贴退坡甚至取消的大背景下，锁定部分收入、抵消不确定性、获取融资的重要手段；对于用户而言，PPA得以降低用电成本、完成绿电指标。新能源发电企业通过配储，一方面提升新能源消纳率，另一方面通过提升PPA电价提高项目整体经济性。如前所述，以新能源占比较高的加州为例，每年4-5月风光自然条件较好时期、新能源出力较高时段的电力净负荷曲线已接近于0，新能源消纳压力骤增。美国新能源的消纳压力并非来自于政府考核，而是存量及新建电站的利用率及PPA电价签署情况，进而影响项目经济性，故新能源电站尤其是出力更为集中的光伏电站为降低电价下滑风险，配储意愿明显提升。新能源PPA电价受多种因素影响，包括：（1）合约签署时间，早期组件价格较高时期受成本影响签署PPA价格较高。（2）当前现货市场平均电价，即现货市场价格偏低的时候，PPA的签约就会相对低迷。（3）PPA合约类型，包括：①As-generatedPPA，即用户用电随着发电曲线变化波动。这种方式将新能源波动的风险都转移给了用户，故在电价上会最有竞争力。②BaseloadPPA，即新能源发电要调整至基荷状态进行电力出售。这种方式对用户来说风险更小，新能源可以在成本和风险之间觅得最大收益，但技术性要求比较高，电价相应偏高。③As-consumedPPA，新能源发电按照用户负荷曲线提供电力。这种方式较为常见，但局限在拥有多元发电组合或是足够备用容量的发电企业才能提供，故电价也为三种方式最高。新能源配储项目PPA溢价率达25%-50%，且溢价率与配储比例、配储时长呈正相关。根据伯克利实验室对美国诸多新能源项目的追踪，光伏电站PPA电价主要在20-40美元/MWh之间，即146-293元/MWh之间，项目之间受前述三种因素影响差异较大，但整体仍呈现小幅下降趋势。但在配置储能系统后，新能源发电的可控性大幅提高，根据伯克利实验室对不同配比与容量的储能项目对PPA电价的影响统计，储能对PPA电价的贡献在5-20美元/MWh之间，即37-146元/MWh之间，溢价率约25%-50%。配置更高比例及更长时间储能的新能源项目溢价率明显提升，新能源企业配置储能通过提升PPA电价进而提高项目整体收益率较为明显。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明22/49[Table_PageText]深度分析电力设备图31：LBNL样本中光伏+储能PPA的平准价格（气泡图32：不同配比与规模的储能项目对PPA电价贡献值大小表示光伏容量）（气泡大小表示储能规模）数据来源：BerkeleyLab，广发证券发展研究中心数据来源：BerkeleyLab，广发证券发展研究中心表2：美国部分光伏电站PPA电价情况项目名PPA光伏储能储能配储时长配储比例光伏PPA价储能PPA溢光储PPA价储能溢价执行时间(MW)(MW)(MWh)(h)(%)格($/MWh)价($/MWh)格($/MWh)率4.040%Jicarilla_12019/6/275020804.050%16.315.131.448.1%4.050%15.013.228.246.8%Arroyo2019/6/273001506004.030%16.97.824.831.7%4.050%22.17.930.026.4%Buena_Vista2019/10/17100502004.026%21.213.134.338.2%4.027%16.35.822.126.4%Rockmont2020/9/23100301204.050%11.77.819.539.8%4.050%15.111.226.242.5%SanJuan2020/9/252001004004.052%22.917.140.042.7%18.912.731.740.3%Sky_Ranch2021/2/119050200Jicarilla2021/4/115040160Atrisco2021/4/1300150600Carne2022/5/1313065260YellowPine2022/10/2012565260数据来源：BerkeleyLab，广发证券发展研究中心配储是保障新能源电站收益性的重要手段。如前所述，新能源配储是保障消纳、提升经济性的重要措施，根据美国可再生能源交易平台LevelTenEnergy统计，在当下光伏EPC价格0.9美元/W、平均45美元/MWh的PPA电价、考虑到30%的ITC退税补贴情况下，美国光伏电站自有资金IRR达6.8%。而假设配置40%储能系统、PPA电价溢价率50%、ITC退税补贴30%且储能可以部分参与电力市场的条件下，光储系统IRR达到8.4%。表3：美国光伏电站单位初始投资与上网电价对电站IRR的敏感性测算单位装机投资（美元/W，考虑30%ITC补贴情况）0.650.700.750.800.850.900.951.001.051.101.158.1%7.0%6.0%PPA电价0.05524.4%21.2%18.4%16.1%14.1%12.3%10.8%9.4%5.8%4.8%3.9%（美元/kWh）0.05020.1%17.3%14.9%12.9%11.1%9.5%8.2%6.9%3.5%2.6%1.8%0.04516.0%13.6%11.5%9.7%8.2%6.8%5.6%4.5%识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明23/49[Table_PageText]深度分析电力设备0.04012.0%9.9%8.2%6.6%5.3%4.1%3.0%2.1%1.2%0.4%-0.3%4.9%3.6%2.5%1.4%0.5%-0.4%0.0358.2%6.4%1.7%0.6%-0.5%-1.4%-2.2%-3.0%-1.2%-1.9%-2.6%0.0304.5%3.0%-3.7%-4.4%-5.0%数据来源：广发证券发展研究中心表4：美国光储系统总投资与PPA电价溢价率对电站IRR的敏感性测算光储系统总投资（美元/W，考虑30%ITC补贴情况）0.690.740.800.850.910.971.021.081.131.191.257.3%6.3%5.4%50%22.1%19.1%16.6%14.5%12.6%11.0%9.6%8.4%6.6%5.7%4.8%6.0%5.1%4.2%45%21.0%18.1%15.7%13.6%11.8%10.3%8.9%7.7%5.4%4.5%3.7%14.7%12.7%11.0%9.5%8.2%7.1%4.8%3.9%3.1%PPA电价溢价13.7%11.8%10.2%8.8%7.5%6.4%4.2%3.3%2.5%12.8%11.0%9.4%8.0%6.8%5.8%比例40%19.8%17.0%35%18.6%16.0%（美元/kWh）30%17.5%14.9%25%16.4%13.9%11.9%10.1%8.6%7.3%6.1%5.1%数据来源：广发证券发展研究中心（2）独立储能：三大市场相辅相成，电能量/辅助服务容量市场贡献主要收入美国独立储能主要参与电能量市场、辅助服务市场和容量充裕度市场，其中电能量市场与辅助服务市场贡献主要收入。根据CAISO统计的2021年与2022年加州储能资源平均每小时出力情况，从功率角度看，2020年及以前独立形态的储能主要应用于提供辅助服务，包括调频、备用、爬坡等，而2021年以来随着电能量市场价差的扩大，储能提供的电能量增长超过辅助服务出力增长，在需求高峰时段储能平均放电功率甚至达到其输出功率的73%。从收入角度看，独立储能最大的收入来自日前电能量市场，其次为指令性不平衡市场与调频市场。我们认为，新能源装机规模的快速增长为加州电力系统带来同样的挑战，电力净负荷曲线在新能源出力高峰时段持续下探，净负荷变化得“更深”与“更陡”一方面电能量市场峰谷价差拉大为储能参与电能量市场提供更高收益，另一方面辅助服务市场调节需求明显提升，储能参与辅助服务市场频率加大，两大市场贡献独立储能主要收入。图33：2021-2022年平均每小时储能出力情况图34：2021-2022年储能资源季度收入情况数据来源：CAISO，广发证券发展研究中心数据来源：CAISO，广发证券发展研究中心识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明24/49[Table_PageText]深度分析电力设备储能年均收入达103美元/kW/年，未来仍有进一步提升空间。受益于电能量市场与辅助服务市场需求的快速提升，加州储能参与电力市场净收入从2021年的约73美元/（kW·年）提升至2022年103美元/（kW·年），收益范围从40至239美元/（kW·年），收益范围较大主要系储能参与电力市场模式不一所致。其中电能量市场收入63美元（/kW·年），同比+110.3%，向上调频11美元（/kW·年），同比+15.4%，向下调频15美元/（kW·年），同比-31.0%。调频收入下降主要系储能作用转向为净高峰时段提供更多电量，进而导致用于辅助服务的容量占比有所下降。展望未来，随着新能源装机的持续扩大及消纳能力的见底，储能在电力市场作用与盈利能力有望进一步强化。图35：加州储能净市场收入图36：加州储能全年运营平均收入数据来源：CAISO，广发证券发展研究中心数据来源：CAISO，广发证券发展研究中心具体分市场看：电能量市场：平均峰谷价差达251美元/MWh，高峰谷价差支撑较高盈利能力。表前储能参与电能量市场主要为实现调峰，获取峰谷价差收益。根据CAISO统计的表前储能参与日前市场与实时市场各季度电能量平均竞价与平均节点价格的对比可知，2022年日前与实时市场的平均电价持续维持高价且呈现增长态势。日前市场的充电平均价格比平均节点价格低96美元/MWh，放电平均价格比平均节点价格高155美元/MWh，平均价差达251美元/MWh，较2021年的平均价差190美元/MWh高61美元/MWh，同比提升32.1%。实时市场亦呈现相同趋势，储能充放电平均价差从2021年的119美元/MWh提升至2022年的167美元/MWh，同比提升40.3%。日前与实时市场平均充放电价差均远高于中国，贡献美国储能主要收益来源。调用频率仍有提升空间，以储能参与电能量市场为例，全年调用仅一半时间。若1kW/kWh储能每日一充一放参与电能量市场套利，考虑90%的充放电深度与85%的充放电效率，全年运行360天，可以实现138美元/（kW·年）收益。但实际上美国大储参与多场景的情况下，参与电能量市场套利次数有限，实际收益2022年仅63美元/（kW·年）可测算全年仅调用164天。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明25/49[Table_PageText]深度分析电力设备图37：每小时平均的储能日前投标和节点价格（按季图38：每小时平均的实时储能投标和节点价格（按季度度计算）计算）数据来源：CAISO，广发证券发展研究中心数据来源：CAISO，广发证券发展研究中心辅助服务市场：气电资源充足背景下市场接近饱和，储能参与辅助服务市场占比逐步下滑。CAISO在日前与实时市场中采购的辅助服务主要包括：向上调频、向下调频、旋转备用和非旋转备用，其中向上调频与向下调频通过平衡电力供需以维持系统频率，旋转与非旋转资源统称为运行备用，用于在紧急运行条件和负载出现重大意外变化期间维持系统频率稳定性。根据CAISO统计，2022年以来储能提供调频服务容量显著增加，但受气电资源充足影响辅助服务市场需求趋于饱和，储能参与该市场比例亦有所下降。图39：由储能提供的日前调频服务情况图40：储能参与辅助服务竞价的容量百分比数据来源：CAISO，广发证券发展研究中心数据来源：CAISO，广发证券发展研究中心容量市场：资源充裕性计划拓宽储能收入渠道。除电能量市场与辅助服务市场外，加州电力市场同样存在容量机制用于解决电力充裕度问题，包括长期容量购买计划（偏向长期）与容量充裕性市场（偏向一年以内），以确保加州电力系统有足够的容量应对电网波动。根据BNEF资讯，为满足加州公用事业委员会于2021年6月发布的中期可靠性采购决定，南加州爱迪生电力公司（SCE）斥资12亿美元投入523MW的电化学储能，预计这些电化学储能将签署20年的长期资源充裕性合约，合约价格达到9.23美元/（kW·月），折算110.76美元/（kW·年），有望为储能贡献额外收入来源。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明26/49[Table_PageText]深度分析电力设备三大市场共同保障美国储能经济性，实现长期盈利仍依赖补贴、系统降本与收益性提升。如前所述，电能量市场、辅助服务市场、容量市场为独立储能发展提供合理收益，但不同市场主体收益率受供需关系影响存在较大差异，如根据CAISO统计，加州储能参与电能量与辅助服务市场净收入2022年为103美元/kW/年，同比+41.1%，收益范围为40-239美元/kW/年，考验单个项目的响应能力。此外，储能参与电能量市场与辅助服务市场的收益本身亦存在年度波动，进一步增大全生命周期收益率的不确定性。对于加州而言，资源充裕性计划为储能提供相对稳定的收入来源，但对于缺乏容量收入来源的德州等其他地区，储能经济性仍依赖于各类补贴、系统降本与收益性提升。表5：美国独立储能总投资与年平均收入的IRR敏感性测算储能系统投资成本（美元/Wh，考虑30%ITC补贴情况）0.250.300.350.400.450.500.550.600.650.700.75-0.2%-1.1%-1.9%11019.3%13.7%9.9%7.2%5.1%3.5%2.1%0.9%1.0%0.0%-0.8%2.1%1.1%0.2%12022.7%16.2%12.0%9.0%6.7%4.9%3.4%2.1%3.2%2.2%1.2%储能系统平均26.2%18.9%14.2%10.8%8.3%6.3%4.7%3.3%4.3%3.2%2.2%29.9%21.7%16.4%12.6%9.9%7.7%6.0%4.5%5.4%4.2%3.2%13033.7%24.6%18.6%14.5%11.5%9.1%7.2%5.7%收入（美元/140（kW·年））15016037.6%27.6%21.0%16.4%13.1%10.6%8.5%6.8%数据来源：广发证券发展研究中心2.成本端：IRA法案进一步延长ITC补贴年限，支撑未来数年行业高景气，设备成本降低与利率下行亦有望刺激需求提速IRA法案补贴力度空前，联邦ITC税收抵免政策延续有望支撑未来数年高景气周期。ITC作为美国政府为鼓励可再生能源发展的支持政策基石，自2005年出台以来不断为可再生能源安装主体提供税收抵免优惠，此后在2008年、2015年、2021年分别将该政策进行修改与延续，支撑美国新能源装机高速发展。2021年11月，联邦政府通过《BuildBackBetterAct》，将原计划2021年底到期的ITC政策再次延长10年，有望支撑未来数年高景气周期。表6：美国联邦与各州关于光储系统的补贴政策主体时间政策内容联邦政府2005清洁能源投资税收政鼓励纳税人投资可再生能源发电设备的奖励性措施，其中提供给太阳能、燃料电池、小型风力发电策（ITC）设备的税收抵免比例为30%，地热、小型燃气发电机以及汽电共生设备税收抵免比例为10%。加州自发电激励政策作为PG&E，SCE，SCG或SDG&E客户的住宅客户将有资格在安装户储系统时获得高达200/kWh2016（SGIP）美元的奖励。亚利桑那州2017公共事业补贴计划对于购买和安装合格的户储系统并且同意参与SRP电池研究计划的用户，可以获得上限为1800美元的补贴。联邦政府2018户用储能系统税收抵如果用户在安装光伏系统一年后再安装储能系统，且满足存储的电能100%来自光伏发电的条件，免新规则则该套储能设备也可获得30%的税收抵免。联邦政府2021.11重建美好法案政策期限：在原有基础上延期10年，即2031年到期。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明27/49[Table_PageText]深度分析电力设备抵免比例：将原本取消的住宅类光伏项目重新纳入抵免体系，抵免比例与大型公用事业及商业项目保持一致在10%。首次单独针对容量为5kWh以上的与光伏配套储能系统纳入抵免基数。联邦政府2022.08通胀削减法案分别针对户储、工商业储能、满足一定条件和不满足一定条件的表前储能提出响应补贴政策。（IRA）数据来源：政府公告，CNESA，广发证券发展研究中心2022年8月，美国提出《降低通胀法案》（IRA），作为21年重建美好法案的补充和修正条款，对储能系统的补贴力度空前。其中：（1）满足一定条件的表前储能（超过1MW但在发布有关现行工资和学徒要求后60天内开工建设、或超过1MW但满足现行工资和学徒要求）与工商业储能（不超过1MW的光储项目）：①基础抵免由之前的26%升至30%（延长至2032年），2033年退坡至26%、2034退坡至22%；②满足一定条件，可额外享受10%-40%不等的抵免幅度（加上基础抵免最高可至70%）：满足本土制造要求+10%；项目位于能源社区+10%（即可为当地传统能源带来重要就业机会的特定社区）；针对5MW以下的项目，位于低收入社区或位于印第安保留地+10%；针对5MW以下的项目，满足合格的低收入住宅建筑项目或合格的低收入经济效益项目+20%。③首次提出，独立储能（大于5kWh）也可享受税收抵免（此前规定必须与光伏发电绑定且75%电量来自于光伏发电才可享受抵免）；（2）不满足一定条件的表前储能（大于1MW的光储项目，但未在发布有关现行工资和学徒要求后60天内开工建设且不满足现行工资和学徒要求）：①基础抵免由之前的26%降至6%；②满足一定条件，额外享受2%-4%不等的抵免幅度：满足本土制造要求+2%；项目位于能源社区+2%。③首次提出独立储能（大于5KWh）也可享受税收抵免（此前规定必须与光伏发电绑定且75%电量来自于光伏发电才可享受抵免）。（3）户储领域：①税收抵免额度由之前的26%提升至30%（延迟至2032年）、2033年退坡至26%、2034退坡至22%；②满足本土制造要求的抵免额度+10%；③首次提出独立储能（大于3kWh）也可享受税收抵免（之前必须与光伏发电绑定且100%能量来源于该光伏系统才可享受抵免）。综上来看，我们认为，IRA法案提出进一步强化ITC补贴力度（基础抵免30%+额外抵免10%-40%，总抵免最高可至70%；且首次提出大于3kWh的独立储能也可享受抵免），或将加速美国未来十年各领域储能需求放量。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明28/49[Table_PageText]深度分析电力设备表7：美国IRA法案出台后ITC基础抵免对比变化202020212022202320242025-203220332034203522%10%10%10%10%10%调整前表前储能/工商业26%26%26%22%-30%-30%---户储26%26%26%30%30%30%26%22%30%26%22%未定调整后表前储能/工商业26%26%30%户储（>3kWh）26%26%30%数据来源：IRA，广发证券发展研究中心系统成本与贷款利率下行有望刺激储能需求提速。考虑到美国目前部分州独立储能项目经济性相对有限，成本依旧是制约项目进展的重要因素。根据WoodMackenzie统计，2023Q3美国公用事业规模储能系统平均价格为1288美元/kW，同比下降35%，考虑到美国公用事业规模储能平均配储时长约3小时，对应429美元/kWh。尽管美国大储系统价格在2023年开始出现大幅下降，但仍远高于国内不及1000元/kWh的系统平均报价，未来美国储能市场仍存在一定的降本空间。此外，利率亦在一定程度影响储能建设积极性，据我们测算，在30%的资本金条件下，贷款利率每提升1%，IRR下降约0.5pct，2023年下半年随着美联储加息放缓，未来若贷款利率下行有望刺激储能需求提速。图41：美国4h储能系统成本展望图42：美国联邦基金利率区间利率上限（%）利率下限（%）6%4.50%5.25%5.50%5.50%5.25%5%4.50%4.75%4.00%4%3.25%3%2.50%1.75%2%1.00%1%0.50%0.25%0%数据来源：NREL，广发证券发展研究中心数据来源：环球网，金融时报，广发证券发展研究中心表8：美国独立储能总投资与贷款利率的IRR敏感性测算储能系统投资成本（美元/Wh，考虑30%ITC补贴情况）0.250.300.350.400.450.500.550.600.650.700.751.7%0.7%-0.2%6.0%25.2%18.0%13.4%10.1%7.7%5.8%4.2%2.8%1.9%0.9%0.0%2.1%1.1%0.2%5.5%25.7%18.5%13.8%10.5%8.0%6.0%4.4%3.1%2.4%1.3%0.4%2.6%1.6%0.6%贷款利率5.0%26.2%18.9%14.2%10.8%8.3%6.3%4.7%3.3%2.8%1.8%0.9%（%）4.5%26.7%19.3%14.5%11.1%8.6%6.6%4.9%3.6%3.1%2.0%1.1%4.0%27.2%19.8%14.9%11.5%8.9%6.8%5.2%3.8%3.5%27.7%20.2%15.3%11.8%9.2%7.1%5.5%4.0%3.0%28.3%20.7%15.7%12.1%9.5%7.4%5.7%4.3%数据来源：广发证券发展研究中心识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明29/49[Table_PageText]深度分析电力设备（三）加速因素：电网升级+并网法案改革强有力促进储能发展提速美国在申请并网项目规模可观但积压严重，主要原因在于电网容量制约与审批效率低下。2016年美国签署《巴黎协定》后新能源申请并网容量和项目数大幅提升，根据劳伦斯伯克利实国家验室统计，截至2022年末美国进入申请序列的发电与储能项目总容量已超过2000GW，其中光伏项目947GW、储能项目680GW，其次为风电、天然气机组，进入并网申请序列的规模在近三年呈现显著增长，尽管部分项目存在多地区申报套利情况，但申请规模仍然远超美国当下发电机组装机容量总和，考虑到美国能源项目约3-5年的开发周期，现有申请项目将有力支撑未来新能源及储能开发规模。分区域看，非ISO的西部电力市场区域申请规模最多，主要系西部地区风光资源充沛且开发规模较小，其次为MISO、PJM、CAISO、ERCOT区域，且西部与德州区域储能申请数量快速增长。而在PJM和CAISO地区，由于并网申请序列项目密度过大，两区已暂停2022年的新增并网申请。我们认为，目前制约新能源并网的主要因素在于电网容量限制与审批效率低下。图43：美国不同类型能源申请并网容量情况数据来源：BerkeleyLab，广发证券发展研究中心识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明30/49[Table_PageText]深度分析电力设备图44：美国新能源项目并网申请数量图45：美国电力系统安装量与申请量对比请求并网装机容量/GW请求并网数量/次700400060035005003000400250030020002001500100100050000数据来源：BerkeleyLab，广发证券发展研究中心数据来源：BerkeleyLab，广发证券发展研究中心月度并网成功率波动较大，体现美国储能短期制约因素仍在。通过统计EIA每月披露的在运发电机组数据与未来数月计划并网的发电机组数据，我们以当月并网功率规模除以上月披露的当月计划并网功率规模来衡量并网成功率。除部分月份大项目并网对当月并网成功率有显著刺激外，绝大多数月份并网成功率低于2022年同期水平，主要原因即在于电网容量限制与审批效率低下。未来随着上述制约因素逐步缓解，并网成功率指标有望稳步回升。图46：美国月度并网功率及并网成功率并网功率（MW）提前一个月披露并网功率（MW）功率口径并网完成率（%）5000100%400080%300060%200040%100020%00%数据来源：EIA，广发证券发展研究中心1.现有开发进展受电网容量制约显著，电网升级支撑更大规模储能并网变压器老化与小范围供电方式导致美国电网容量受限，是制约其新能源发展的首要因素。变压器使用年限方面，根据美国商务部统计，美国电网基础设施多建于20世纪60-70年代，变压器实际使用年限平均为30-40年，远超25年的预期寿命。而变压器的老化会削弱其内部绝缘性与导电性，降低电网可靠性，最终导致电网故障识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明31/49[Table_PageText]深度分析电力设备与短路事故频发。输电方式方面，考虑到美国地广人稀特征，大多数发电厂选址靠近城市，通过铁路和管道运输的方式将化石燃料运送至发电厂，所产生的电力亦主要满足本地需求，后续虽对高压输电线路进行升级但以区域为核心的输电方式仍未改变，电力输送方式并未考虑到大规模清洁能源需求，故大规模新能源并网往往需要同步对电网设施进行升级。我们认为，美国电力系统对于新能源承载能力有限，现有输电网架及输变电设备难以满足更大规模的新能源并网，进而限制新能源发展速度，亦在很大程度上制约储能装机。美国电网投资增速近年来有所放缓，电网升级已落后于新能源发展。根据美国能源部统计，超过2/3的家庭由投资者所有的公用事业公司（Investor-OwnedUtilities）供电，2004-2022年IOUs在输配电领域资本开支复合增速达8.76%，但近五年来增速有所下滑。根据EEI数据，美国公用事业公司近几年为增强电力传输与分配的稳定性的投资约300亿美元，规模仅为中国一半，考虑到美国电网基础设施老旧化程度较高，电网升级已落后于新能源发展。图47：美国投资者所有的电力公用事业公司（IOUs）在输配电项目上的资本开支、增速与实际GDP增速对比30IOUs输配电项目资本开支（十亿美元）资本开支增速GDP增速30%2525%20%2015%1510%105%50%0-5%200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021E2022E数据来源：EEI，Wind，广发证券发展研究中心加速因素一：美国电网新一轮升级改造启动，有望缓解新能源并网容量限制。2021年11月，美国总统拜登签署《两党基础设施法案》（简称：BIL法案），提出美国政府将投入5500亿美元升级基础设施，其中将投入约25亿美元用于开发输电线路和升级电网设施。2022年美国能源部宣布投资105亿美元用于建造智能电网及电网升级，以提高电力系统的可靠性与弹性。2023年10月，美国总统拜登进一步宣布提供20亿美元补贴并撬动总计超80亿美元的联邦与私人投资，用以改善输电网络，政府对电网基础设施建设支持力度明显加大。我们认为，随着美国政府对电网基础设施升级投资力度加大及变压器需求压力逐步缓和，美国新能源并网容量限制有望逐步缓解。2.并网规则钳制导致项目审批周期拉长，并网法案改革刺激储能并网提速并网周期拉长，大储项目推迟并网频发，美国大能项目从申请到并网的平均周期已达3年。2023年美国储能延后并网现象频繁，根据WoodMackenzieQ1报告统识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明32/49[Table_PageText]深度分析电力设备计，约1.8GW计划在2022Q4并网但被延迟到2023Q1的大储项目中超80%（1.4GW）被再度推迟至2023Q2，而Q2依旧有1.7GW的大储项目被延后至下半年，大储的并网延迟已成为常态。除储能外，各类型能源并网延迟以成为常态，根据劳伦斯伯克利国家实验室数据，近年来各类型发电机组审批时间均有所延长，美国各类型发电项目从递交并网申请（InterconnectionRequest，简称IR）至商业运营（CommercialOperationsDate，简称COD）的平均时长由2015年的35个月提升至2022年的57个月，相比之下储能项目的建设周期短于平均时间，但同样受申请规模大幅增长影响审批周期提升，审批周期从2015年的19个月提升至2022年的35个月。分项目规模看，规模与申请周期呈正相关，规模小于5MW的发电项目申请时间略长于20个月，超过200MW的大项目则接近60个月。图48：不同类型项目申请到并网时间周期图49：不同规模项目申请到并网时间周期数据来源：BerkeleyLab，广发证券发展研究中心数据来源：BerkeleyLab，广发证券发展研究中心我们认为，制约并网审批进展的因素主要来自于：（1）并网审批流程繁琐，传统审批制度未能适应新能源行业的迅速发展。传统发电机组的并网流程包括递交并网申请、项目可行性评估、电网影响评估、项目设施评估、达成并网协议和设施建设六大步骤。其中可行性评估和电网影响评估阶段，当地电网运营商会针对每个项目单独评估其是否需要对当地电网进行升级，而电网升级的费用则完全由项目商支付，2022年平均升级费用达到230美元/kW。在并网影响评估完成后，开发商将判断包含电网设施改造费用后该项目是否具有经济性，如果开发商决定并网，则需要与电网资产方签订并网协议，该协议包含了双方的责任与成本以及对电网设施进行改造升级的计划，且在设施改造完成前，项目不能并网。传统审批流程主要针对大规模化石能源发电项目，对中小型新能源电站难以适用。传统审批流程在火力发电时代可能适用于大型发电项目，但随着新能源项目的增多，多数新能源项目商很难负担高额的电网升级费用，因此选择退出并网申请，触发电网运营商对队列中下一个项目重新启动电网升级评估，导致并网审批时间被大大延长。并网申请的积压导致各类型发电机组接入电网的时间与成本不确定性增识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明33/49[Table_PageText]深度分析电力设备加，影响系统可靠性。（2）高昂电网升级费用，开发商采取投机策略阻碍整体效率。如前所述，美国电力系统老旧化程度较高，新能源接入规模的提升导致部分电力设施不足，因此地区公共事业公司与电网运营商往往要求新能源开发商承担电网和变电站升级等电力设施改造费用。根据劳伦斯伯克利国家实验室数据，2020-2022年排队中的新能源项目并网中位数成本为85美元/kW，而退出排队的新能源项目并网中位数成本达156美元/kW（其中主要是电网改造成本）。由于高电网升级成本与低排队成本，新能源开发商出现大量投机排队行为，部分开发商在多个区域申请同一个项目，当获取电网升级改造费用后再选择性退出，进一步延长其他项目等待时长。图50：美国新能源项目并网审批流程数据来源：BerkeleyLab，广发证券发展研究中心加速因素二：新规则落地，预计美国储能并网进展有望提速。2023年7月28日，联邦能源监管委员会（FERC）发布了被FERC主席成之为“过去二十年以来规模最大、最重要的一系列并网改革”的新版发电机组并网程序与协议规则（简称：2023号令），旨在解决并网队列积压问题，提高并网过程中的确定性。新规更新了大型发电设施（20MW及以上）和小型发电设施（20MW以下）并网程序，着重提出并网审批规则、并网审批效率、技术进步与电网升级融合三类主要规则的变更，从项目审批原则、项目审批费用分摊、电网升级费用分摊等方面进行一系列强制性改革。并网审批规则方面：2023号令将美国传统并网申请的”FirstCome,FirstServed”调整为”First-Ready,First-Served”，要求申报方将同一节点下的并网项目单独申报改为集群申报，通过同时分析多个成熟项目对输电系统的以提高并网过程效率、减少延误并改善成本分配。并网审批效率方面：通过设立更严格的申报标准与惩罚制度来避免运营商投机性申报，进而提升申请项目质量与整体审批效率，加快并网队列处理速度。技术进步与并网升级融合方面：通过允许同一并网点后多个发电设施共享发电识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明34/49[Table_PageText]深度分析电力设备请求、优先使用并网点富裕容量、配置储能等方式以提高发电机组并网的灵活性，使用SVG、潮流控制装置、同步调相机等替代传输技术以使电网升级的成本效益最优化等，将先进技术与电网需求相融合以扩充电网升级方式。我们认为，新版并网规则通过将并网项目申报规则从单项申报变更为集群申报，通过考虑多个项目的综合影响，一方面提高项目平均审批速度，另一方面考虑不同项目的相互影响或可减少对电网相应升级，此外新规则通过设立惩罚制度避免投机行为、允许同一并网点共享发电请求等措施，有望促进储能建设提速。预计美国并网审批问题将在近未来数年逐步得到改善，支撑美国新能源及储能项目并网规模的增长。表9：美国联邦能源监管委员会（FERC）2023号令主要内容主要调整项目内容前期资料准备不需展示非财务方面的资料，只需支付相应的押金。在某些情况下，电网运营商可以要求非财务方面的证明。项目集群审批费用分摊电网运营商可以选择按项目数分摊10%-50%的审批费用，剩余费用（90%-50%之间）按项目功率(MW)比例分配。电网运营商不承担电网升级费用，电网升级费用由并网项目商共同承担。①电网升级费用：按“比例影响”（即分配电网升级费用分摊系数）策略计算，即每个并网项目根据其对升级需求的贡献来支付相应的费用。②变电站升级费用：按终端用户数平均分摊给所有与该变电站连接的客户，若多个用户共享并网设施，可以通过协商方式达成按客户数或其他费用分摊协议。押金制度项目商只需根据项目功率规模支付一次性押金。大型项目并网协议（LGIA）的押金是电网升级预估费用的20%，这部分费用将被计入电网升级总费用。并网申请撤销处罚除非有特例，否则项目商在进行项目集群重审批之前撤回并网申请或在电网升级费用预估增加后撤回并网申请，都将面临相应罚金。这些罚金优先用于项目集群审批，然后是该集群的电网升级，多余的部分将退还。数据来源：FERC官网，广发证券发展研究中心四、表后市场：经济性主导，降息有望释放需求空间表后市场主要包括户储与工商储，分布集中于新能源占比较高或电网稳定性较差区域。2022年受能源价格上涨、通胀加剧及极端天气频发等因素影响，终端电价快速上涨，叠加ITC补贴提升，美国户储市场整体呈现高景气态势，工商储受产业链供给紧缺影响有所下滑。根据WoodMackenzie数据，2022年美国户储/工商储新增1.60GWh/0.25GWh，同比+51.23%/-40.96%。2023年能源危机缓和后能源价格快速回落及美联储加息周期影响，户储需求有所放缓，工商储前期积压订单快速交付，2023年Q1-3美国户储/工商储新增1.15GWh/0.40GWh，同比+2.97%/+91.54%。从分布区域看，2020年户储前两大市场分别为加利福尼亚州（57%）与夏威夷州（16%），其中加州受净计量政策变化，消费者被鼓励光储配套安装以提升经济性，而夏威夷州主要以微电网为主，保障电力供应为首要目的。此外近两年德克萨斯州、佛罗里达州等新能源发展迅速或极端天气频发导致电网稳定性较差州安装量亦有所提升。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明35/49[Table_PageText]深度分析电力设备图51：美国分布式光伏与表后储能新增装机及增速图52：2020年美国户储装机区域分布7500户用光伏新增装机（MW）400%工商业及社区光伏新增装机（MW）户储新增装机（MWh）工商储新增装机（MWh）户储YOY（%）工商储YOY（%）6000300%27%加州16%4500200%57%夏威夷州其他3000100%15000%0-100%2016201720182019202020212022数据来源：WoodMackenzie，广发证券发展研究中心数据来源：USITC，广发证券发展研究中心户储与工商储驱动因素相似，主要在于提升经济性、太阳能发电自供应及提高供电稳定性三方面。根据EnergySage统计，美国居民选择户储的原因主要包括节省电费（40%）、太阳能发电自供应（35%）及提高供电稳定性（30%），不同原因用户在决策时的关注点亦有所差异。其中：①节省电费类用户需求通常取决于业主方能否获得优惠的利率或补贴来降低户储系统成本，此类用户首要关注经济性问题、对成本敏感度高；②提高太阳能发电自供应类用户，部分受分布式光伏上网电价政策变化而配置储能，配储目的与节省电费部分重合，部分为实现绿能与能源转型而愿意支付财务溢价；③提高供电稳定性类用户通常位于电网可靠性较差或极端天气频发区域，后两类用户关注户储系统容量与是否支持离网运行，更加注重产品品牌与性能，对于经济性关注度较少。图53：美国户储装机原因图54：关注节省电费用户对重要性排序1086420数据来源：EnergySage，广发证券发展研究中心数据来源：BNEF，广发证券发展研究中心识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明36/49[Table_PageText]深度分析电力设备图55：关注提高光伏自供应比例用户对重要性排序图56：关注提升电网稳定性用户对重要性排序10108684260420数据来源：BNEF，广发证券发展研究中心数据来源：BNEF，广发证券发展研究中心经济性因素：能源价格回落弱化电价上涨预期，贷款利率提升提高融资成本，2023年表后储能经济性边际下滑导致部分需求放缓，2024年经济性改善后需求有望逐步释放。考虑到表后储能具备投资品属性，收入与成本变化通过影响配储经济性进而影响用户采购意愿。收入端：电力市场化程度较高的加州、德州等地已开始实行峰谷分时电价政策，但电价调整周期较长，天然气价格对未来一段时间居民电价具有指导作用。2023年能源危机缓和后天然气价格出现大幅下滑，或在一定程度上制约电价上涨预期，进而弱化户储盈利性。成本端：碳酸锂价格虽在2023年上半年出现大幅下滑，但美国高通胀率导致安装成本与贷款成本大幅提升。根据EnergySage统计，2023年H1美国户储系统平均安装成本为1352美元/kWh，环比进一步提升，高成本与低收入预期倒挂导致户储装机需求放缓。我们认为，2024年随着美联储加息周期结束、碳酸锂降价逐步向系统端传导、IRA法案将储能补贴标准降低至3kWh且不再与光伏发电完全绑定叠加加州SGIP额外补贴，表后储能需求有望逐步释放。图57：2020年以来美国月度电力平均零售价、天然气图58：美国户储系统安装成本变化情况（单位：美元价格、15年抵押贷款利率变化/kWh）美国居民电力平均零售价格（美分/kWh）1400美国电力天然气价格（美元/立方英尺）135018美国15年抵押贷款固定利率（%）13001512501212009115061100310500100020H221H121H222H122H123H1数据来源：EIA，广发证券发展研究中心数据来源：EnergySage，广发证券发展研究中心识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明37/49[Table_PageText]深度分析电力设备光伏自供应因素：加州NEM3.0实施以来余电上网经济性大幅下滑，光伏配储意愿提升明显。对于分布式光伏系统业主方而言，上网电价政策对其配储意愿影响显著。以加州为例，2023年4月开始执行的NEM3.0政策将户用光伏余电上网电价从接近于居民购电电价下调为批发电价，将余电上网电量从实际上网电量下调为实际可减少公用事业的发电量。据CALSSA估计，NEM3.0政策将使上网电价平均降低75%左右，由30美分/kWh降低至8美分/kWh，光伏系统投资回收期将延长至9年。据Solar测算，目前收益模式下光伏配储与仅光伏投资收益率相近，但配储可提供备用电源，减少因电网不稳定所造成的影响，同时利用分时费率提升整体经济性，推动加州光伏系统向光储融合转型。表10：加州NEM政策变化政策使用客户范围主要内容目的激励用户安装1996年起安装的户上网电价计量原则：净计量，即上网电价=居民购电电价，最终居民电费=零售电价（当月使用电量-余电上网电量）。户用光伏NEM1.0用光伏体现电价分时2017年7月1日后上网电价计量原则：净计量（不变）。供需关系NEM2.0新增：（1）强制分时费率（TOU）；（2）额外收取不费用（NBC）：2-3美分/kWh激励光储系统安装的户用光伏安装，提升光伏上网电价计量原则：净计费取代净计量。自消费率2023年4月15日上网电价=基础电价+额外电价-额外收取费用，其中：基础电价为可避免公用事业公司发电NEM3.0后安装的户用光伏量对应电价，额外电价为各售电公司额外补贴，额外收取费用与NEM2.0一致。继续执行分时费率（TOU）。数据来源：Energysage，CPUC，广发证券发展研究中心用电稳定性因素：电网协调性差、极端天气下停电事故频发，催生用户侧储能保供需求。据EIA统计，2020年美国人均停电时长达8小时，极端天气为停电时长增加的主要原因，而每年非重大原因导致的停电时长稳定在约2小时，因极端气候与自然灾害导致的停电时长由2015年的不足2小时增加至2020年的6小时。其中路易斯安那州因飓风过境，人均停电时间高达60小时，康涅狄格州则受热带风暴影响，人均停电时间接近45小时，并有约75000户停电超过一周。电网老化与极端天气频现所致的停电事故对居民及工商业企业产生较大影响，催生表后储能需求。图59：2013-2020年美国人均停电时长图60：2020年美国各州停电时长与停电次数非重大原因（h）重大原因(极端气候与自然灾害）（h）987654321020132014201520162017201820192020数据来源：EIA，广发证券发展研究中心数据来源：EIA，广发证券发展研究中心识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明38/49[Table_PageText]深度分析电力设备综上，我们认为2023年美国表后储能市场短期受能源价格回落、贷款利率提高、安装成本上升等因素影响，边际需求有所放缓。展望2024年，随着美联储加息周期结束、碳酸锂降价逐步向系统端传导、IRA法案将储能补贴范围扩大、部分州提出额外补贴措施，表后储能经济性有望逐步恢复。加州NEM3.0政策下户用光伏上网电价从净计量向净计费转变后驱动新增需求向光储融合转变，预计表后储能需求有望逐步释放。五、产业链出海凸显竞争优势（一）下游：公用事业公司居多，开发商类型逐步多元化储能开发商头部效应显著，新布局企业渐多。根据EIA披露的发电项目清单中储能项目数据，通过穿透储能项目开发商股权关系，我们统计了截止2023年末规模超20MWh的储能项目开发商规模（2023年数据为大于5MW项目），2022年美国新增储能项目开发商功率CR1/CR3/CR5/CR10分别为14.39%/36.12%/51.22%/92.54%，头部效应显著。2023年头部随着ITC补贴力度加大，头部开发商市场份额有所拓张，同时中小开发商亦加速入场，2023年美国新增储能项目开发商容量CR1/CR3/CR5分别提升至23.21%/40.62%/52.10%，但CR10占比下滑至69.85%，新晋开发商数量明显提升。表11：美国20MWh及以上储能项目开发商集中度2021年新增储能项目2022年新增储能项目2023年新增储能项目功率占比容量占比项目数占比功率占比容量占比项目数占比功率占比容量占比项目数占比CR137.08%40.19%22.22%14.39%17.03%11.36%23.21%-16.22%CR368.47%71.31%48.89%36.12%40.36%20.45%40.62%-32.43%CR576.31%81.44%62.22%51.22%58.22%29.55%52.10%-36.49%CR1089.38%93.46%75.56%92.54%85.15%54.55%69.85%-50.00%数据来源：EIA，广发证券发展研究中心注：2023年新增项目未披露容量口径数据，考虑到美国储能平均时长大于3小时，故选取大于5MW以上项目，统计口径相似开发商类型从公用事业公司拓展至电网、金融企业等，行业格局多元化。通过梳理2023年美国新投运超5MW储能电站开发商情况，美国大储项目开发商从公用事业公司（如NVEnergy，承担西北部分州发输变配）向电网（如意大利国家电网Enel、法国电力集团EDF等）、金融企业（如EnergyCapitalPartners、CIMGroup）等拓展，开发商背景呈现多元化。其中NextEraEnergy、Vistra、AES等头部电力公用事业企业凭借对电力市场机制的深刻理解率先布局多个大型储能项目，具备项目运营的先发优势。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明39/49[Table_PageText]深度分析电力设备图61：2022年美国单个项目20MWh及以上新增储能图62：2023年美国单个项目5MW及以上新增储能项项目开发商开发规模（MW）目开发商开发规模（MW）269841447NextEraEnergy18651435NextEraEnergy7.2%22.6%12.0%CanadianSolar30.2%23.2%EnergyCapitalPartnersLSPowerGroupEnelGreenPower90405350ArlingtonEnergy199598CIMGroup2.4%10.9%9.4%TheAESCorporation3.2%9.7%VistraEnergyJupiterPowerIntersectPower337183325PG&ECorporation199280360NVEnergy9.1%4.9%8.7%EnergyCapitalPartners3.2%4.5%3505.8%EolianLPEDFRenewablesClearwayEnergy242VistraEnergy2005.7%ConsolidatedEdison6.5%Other3.2%220other2273.6%4796.1%7.7%数据来源：EIA，广发证券发展研究中心数据来源：EIA，广发证券发展研究中心表12：美国储能主要开发商简介公司名称储能分布区域储能参与电力市场公司简介北美最大电力公用事业公司，公司成立于1984年，总部位于佛罗里达州的朱诺海滩，在美国49个州及加拿大4个省提供能源业务。主要包括两家子公司：佛罗里达电力照明公司（FloridaPower&LightCo.）NextEraEnergyCA/FL/NV/ERCOT/PJM/和NextEra能源公司（NextEraEnergyResources）。FP&L主要从事发电、NY/OR输电、配电和电力销售；NextEra能源公司主要从事清洁与可再生燃料发电。能源领域领先投资者，涵盖了电力生产、可再生能源和储能解决方案等，MISO投资企业数量达64个。在储能领域主要子公司包括：Terra-Gen、PivotEnergy、Convergent和EnergyCapitalPartnersCA/TXCalpine。其中Terra-Gen是美国最大的综合型独立可再生能源发电生产商之一。该公司已成功开发超过5GW的风能、太阳能和储能项目。Terra-Gen在27个风能、太阳能和储能项目中运营和维护超过2.7GW的电力。CISO/ERCO位于德克萨斯州的综合电力零售和发电公司，Vistra为约400万住宅、商业和工业零售客户提供电力和天然气，是美国最大的电力供应商之一。VistraCA/TX主要子公司包括：TXUEnergy、Luminant和Dynegy等。TXUEnergy是德克萨斯州最受欢迎的竞争性电力供应商。Luminant是全国最大的竞争性发电商之一，在美国12个州拥有天然气、核能、煤炭、太阳能和储能设施等CISO/ERCO多样化组合业务。Dynegy在东北部和中西部提供电力零售服务。电力公用事业公司，业务覆盖发电和输配电。公司在北美、亚洲、欧洲、TheAESCorporationCA/HI/AZ/CISO/SRP/ISNE南美、中美和加勒比地区均有业务运营。AES的总部位于美国弗吉尼亚州CanadianSolarMA的阿灵顿。识别风险，发现价值CA太阳能光伏企业，阿特斯阳光电力（CanadianSolar）成立于2001年11月，CISO产品遍布德国、西班牙、意大利、美国、加拿大、韩国、日本、中国等全球5大洲的30多个国家和地区。请务必阅读末页的免责声明40/49[Table_PageText]深度分析电力设备储能领域子公司主要是CSIEnergyStorage，专门从事大型应用的电池能源存储系统设计、制造和整合。公司致力于北美地区电力发电、电力传输和能源基础设施的开发、投资和LSPowerGroupCACISO运营，曾是LG集团子公司，在2003年从LG集团分离。CISOERCO公司致力于灵活能源解决方案的开发、建设、运营和融资。在2022年被ArlingtonEnergyCA可再生能源巨头Masdar收购。独立储能发电生产商，拥有深厚的交易、分析、开发、融资、运营和建设JupiterPowerTX能力，以及无与伦比的调度优化知识产权。公司已在全球建设超过25GW的发电项目，其中包括美国首批大型储能项目。PG&E公司是一家能源控股公司，该公司利用核能、水力、燃料电池、太阳能和化石燃料等来源产电。PG&E还采购电力和电能，包括可再生能源PG&ECorporationCACISO协议。公司还负责天然气的采购、运输和储存。公司在加利福尼亚州的北部和中部为住宅、商业、工业和农业客户提供服务。PG&E的总部位于美国加利福尼亚州的旧金山。能源控股公司，从事发电、输配电、电力市场营销和交易，并进行天然气SouthernCompanyCACISO的分销。总部位于美国乔治亚州的亚特兰大。数据来源：EIA，各公司官网，广发证券发展研究中心（二）中游：头部份额集中，可融资性、产品力、渠道力决定海外集成商竞争优势头部大储集成商与大型项目开发商深度绑定，先发优势显著，市场份额持续拓张。根据IHSMarkit数据，2021年按已装机与计划装机容量之和排序的全球储能集成商CR4、CR10达50%、72%，其中Fluence、NextEraEnergyResources、特斯拉凭借多年可再生能源开发经验切入集成制造环节，市场份额稳居前三。根据WoodMackenzie数据，2022年北美前三大集成商分别为特斯拉、Fluence、阳光电源，市场份额分别为23%、22%、13%，头部集成商份额进一步提升。分析主要集成商企业，Fluence为西门子与美国最大的独立供电商AES合资成立的专注于储能业务的子公司，稳居全球储能系统集成商龙头，储能累积规模超过7GW。NextEraEnergyResources为美国最大的可再生能源开发商与大型储能设备提供商，项目资源优势显著。特斯拉作为全球领先的电动汽车和能源公司，通过产业链一体化，为客户提供集硬件设备、软件运营策略于一体的整体解决方案，2023年上半年储能系统全球交付超7.5GWh（Q1、Q2分别为3.89GWh、3.65GWh）。根据特斯拉官网价格，目前1套1.9MW/3.9MWh的Megapack售价267万美元、单价约人民币4.70元/Wh，在碳酸锂降价的背景下上半年涨价4%。进一步彰显品牌与技术溢价。阳光电源作为国内储能集成龙头企业，凭借国内供应链成本优势与液冷产品性能优势不断开拓海外市场，市场认可度持续提升。美国户储市场集中度高于大储，本土品牌占据主导。户储作为面向C端产品，品牌认可度尤为关键。根据EnergySage统计，美国户储市占率较大储更为集中，消费者高度偏好Enphase、特斯拉等本土知名企业。2023H1美国户储产品CR3为75%，Enphase、特斯拉、SolarEdge分别占比42%、25%、8%，本土品牌优势凸识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明41/49[Table_PageText]深度分析电力设备显。图64：美国户储品牌市场份额图63：2021年全球储能集成商市占率28.3%18.2%FluenceNextEraEnergyResources2.0%5.1%14.1%TeslaEnergy11.1%Wartsila3.0%7.1%PowinEnergy3.0%FlexGen4.0%NECEnergySolutions4.0%SMASungrowNidecOthers数据来源：IHSMarkit，广发证券发展研究中心数据来源：EnergySage，广发证券发展研究中心图65：2022年全球储能系统集成商市场份额排名数据来源：WoodMackenzie，广发证券发展研究中心终端运营商、电芯制造商、电力电子制造商、软件开发厂商相继布局储能集成环节，竞争格局有所加剧。储能集成商格局随行业高景气呈现竞争加剧态势，不同类型企业依托自身竞争优势切入集成环节，其中：①拥有储能项目资源的开发商与独立发电商通过直接从电芯厂商处采购电芯进行集成，如Fluence、NextEra等，核心优势在于掌握终端项目开发能力；②电芯制造商通过提供易于安装的PACK或直接参与集成向下游拓展，切入系统集成环节，如特斯拉、宁德时代、LG等，核心优势在于成本控制；③电力电子制造商通过掌握交流侧核心技术提供交直流一体化解决方案，如阳光电源、SMA等，核心优势在于把控产品性能；④软件开发商凭借对储能系统调度策略算法经验积累切入储能集成环节，如PowinEnergy、FlexGen等，核心优势在于运营。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明42/49[Table_PageText]深度分析电力设备表13：全球主要储能系统集成商汇总全球储能集成商介绍竞争优势储能累积规模超过7GW；主要市场为北美、欧洲、澳大利亚和东南亚Fluence西门子和AES成立的合资公司在美国和加拿大部署的清洁能源发电项目累计规模超过21.9GW，具有项目资源优势NextEraEnergyResources美国最大的风光可再生能源开发商和2022年部署6.5GW储能项目，2022年新建年均产能为4GW的储能超级工大型的储能解决方案提供商厂；2023年在中国新建另一座储能超级工厂，和中国市场具有紧密联系；部署的储能项目累积规模超过6GW，拥有GEMS数字能源平台特斯拉全球领先的电动汽车和能源公司Wärtsilä全球范围提供从发电到储能的能源产品PowinEnergy美国的大型储能合同制造商正在建设、已经签约和正在运行的储能规模合计17GW，具有软硬件一体的优势FlexGen美国的储能制造和运营商具有能源管理、系统集成、EPC、能源运维等多块业务，拥有FlexGenHybridOS运维平台；在美国得州具有优势LGES全球领先的电池厂商和储能方案提供具有汽车电池、IT电池和储能电池的全方位生产能力；通过收购NEC商EnergySolutions获得ESS（EnergyStorageSystems）服务能力SMAAltensoGmbH（原名德国领先的逆变器厂商安装的逆变器总功率超过2GW，部署了超过2000MW的BESS系统“SMASunbeltEnergy”）全球市场累计实现逆变设备装机超过405GWSungrow中国领先的逆变器厂商储能累积规模超过1.26GWNidec日本电器设备公司数据来源：各公司官网，广发证券发展研究中心可融资性、产品力、渠道力决定海外集成商竞争优势。可融资性方面：可融资性是对企业财务稳健度、市占率、解决方案成熟度、售后服务等的综合考量，体现企业综合竞争力，业主方选择储能系统品牌对项目申请贷款便利度及利率有重要影响，故业主方优先选择可融资性头部企业。产品力方面：美国储能市场商业模式成熟，利用率与经济性优于国内，容量衰减度、使用寿命、循环效率、控制策略、故障率、运行安全性等指标直接影响项目整体经济性，头部集成商通过积累丰富项目经验，产品性能优势凸显。对于不熟悉电力市场规则的开发商客户，运营策略亦成为储能系统集成商核心竞争差异。渠道力方面：主要包括销售渠道与运维渠道，目前多数开发商通过一体化布局延伸至集成环节，与头部开发商深度绑定的企业有望提高订单持续性。此外储能项目稳定运营依赖于集成商售后服务能力，海外服务中心布局对企业海外市场拓展有较大影响，布局广泛的头部企业有望巩固竞争优势。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明43/49[Table_PageText]深度分析电力设备图66：2023年储能系统集成商可融资性排行数据来源：BNEF，广发证券发展研究中心国内集成商通过贴牌代工或直接面向终端运营市场方式打开海外市场，直接受益海外集成商格局分化。相较于海外市场，国内储能产业链配套齐全，技术与性价比优势凸显，国内集成商与海外集成商存在竞合关系，一方面，美国储能集成市场竞争格局多元化趋势要求本土集成商寻求更低的储能系统生产方式，另一方面，国内集成商在直面海外运营商过程中亦面临来自海外集成商在规章制度、服务效率等方面的优势。我们认为，国内企业均通过贴牌代工或直接面向终端运营市场方式打开海外市场，有望受益美国储能高成长。（三）上游：电芯、逆变器企业凭借产业链优势开拓海外市场国内电芯、逆变器企业通过打入Fluence、PowinEnergy、Tesla等头部集成商供应链进入美国市场。国内参与美国储能市场的零部件企业主要包括：①电芯类企业，如宁德时代、国轩高科、亿纬锂能、远景动力、海辰储能等均通过在美设厂或签订战略合作协议方式打开美国储能市场。根据各公司网站新闻报道，Powin与宁德时代、亿纬锂能、远景动力、海辰储能签订供货协议，Fluence于2023年7月与远景动力（AESC）签署电池供应协议并在美设厂等。②逆变器企业，如阳光电源通过向海外集成商提供储能PCS，2022年光伏逆变器出货量全球第一，在欧美、亚太、中东等主要市场保持领先市占率。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明44/49[Table_PageText]深度分析电力设备表14：国内产业链企业美国储能业务拓展近况公司名称合作方主要订单情况2023年3月，宁德时代与电池储能项目开发公司HGP达成450MWh电池储能项目供货协议。双方还HGP将建立长期合作伙伴关系，推动高达5GWh公用事业级和分布式储能项目的落地，以满足美国德克萨斯州对可再生能源能源日益增长的需求2023年2月，宁德时代宣布已接受美国福特公司的合作邀约，将为其在密歇根州的电池工厂提供筹福特汽车建和运营服务，并就电池专利技术进行许可；该工厂为福特全资所有，预计于2026年投入生产，年宁德时代产能约为35吉瓦时（GWh），每年可为约40万辆福特电动车提供动力电池包。2022年10月，宁德时代宣布与美国公用事业和分布式光伏+储能开发运营商PrimergySolarLLCPrimergy(Primergy)达成协议，为Gemini光伏+储能项目独家供应电池。Gemini项目位于内华达州拉斯维加斯附近，总投资达12亿美元FlexGen2022年9月，宁德时代宣布与美国储能技术平台和解决方案供应商FlexGen达成合作协议，将在三年时间内为FlexGen供应10GWh的先进储能产品比亚迪-2023年2月，比亚迪储能543MWhCubePro液冷储能系统在拉斯维加斯地区启动部署2023年9月，伊利诺伊州宣布国轩高科将在该州坎卡基县曼特诺新建一座投资20亿美元(约合147亿-元人民币)的锂电池超级工厂，将专注于锂离子电池芯、电池组生产和储能系统集成。建成后将具备国轩高科10GWh年产Pack产能和40GWh年产电芯产能2022年10月，国轩高科（002074.SZ）全资公司美国国轩将在该密歇根州的大瀑布城投资23.6亿美-元（约合168亿元人民币），预计每年生产15万吨电池正极材料和5万吨负极材料ElectrifiedPower、2023年9月，亿纬锂能全资孙公司亿纬美国拟与ElectrifiedPower、DaimlerTruck、PACCAR拟共DaimlerTruck、同出资在美国设立合资公司，由合资公司投资建设电池产能，其中亿纬美国现金出资上限为亿纬锂能PACCAR150,000,000美元，持有合资公司10%的股权ABS2023年6月，亿纬锂能与ABS签订采购协议，向ABS生产和交付13.389GWh方形磷酸铁锂电池PowinEnergy2023年6月，亿纬锂能子公司亿纬动力与Powin公司签订协议，亿纬动力根据约定向Powin生产和交付10GWh方形磷酸铁锂电池Fluence2023年7月，Fluence与远景动力（AESC）签署电池供应协议远景动力AESC2023年6月，远景动力位于美国南卡罗来纳州佛罗伦萨县的智能电池工厂举行开工仪式，该工厂拟-生产第六代圆柱形电芯，该工厂规划年产能达到30GWhPowinEnergyPowinEnergy为SunStreams3提供的电池储能系统（BESS）使用了远景动力的SMA逆变器、电池意大利某主要电力2023年2月，南都电源称以第一名中标意大利某主要电力公司的美国储能系统项目，中标总容量为南都电源公司1.36GWh，中标金额最高不超过32300万美元INGETEAM2022年，南都电源与INGETEAMINC,USA（英赫特安美国股份有限公司）合作，签署储能项目供货协议金额达4091.43万美元海辰储能PowinEnergy2023年6月，海辰储能将向Powin首批交付1.5GWh先进储能电池产品，未来仍有3.5GWh储能电池阿特斯储能规模采购计划。2023年4月，海辰储能与阿特斯储能签署战略采购合作协议，协议内容包括针对阿特斯储能北美储能项目，签署1.4GWh储能电池采购订单，以及达成未来三年4.2GWh储能电池采购合作意向。科华数据2022年公司iStoragE系列光储一体机在海外市场得到快速增长;公司的储能产品也成功应用在-美国等地区多个大型储能项目阿特斯RecurrentEnergy2023年8月，阿特斯集团宣布旗下储能子公司e-STORAGE，将向RecurrentEnergy位于美国亚利桑那州的“巴巴哥(Papago)”储能项目交付1,200兆瓦时(AC，交流)的储能系统解决方案识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明45/49[Table_PageText]深度分析电力设备瑞银资产2022年11月，阿特斯储能将为瑞银资产管理公司(UBSAssetManagement)旗下RealEstate&PrivateMarkets北美储能电站项目提供2.6吉瓦时的储能系统解决方案。-2023年半年报披露，在美国新设子公司CLEnergyStorageCorporation，业务性质为储能科陆电子2022年7月，与美洲某客户签订储能设备采购和销售意向书，将向该客户销售不少于450MWh的集装箱式电池储能系统及600MWPCS(储能逆变器)美洲某客户2023年1月，东方日升发布公告称，其子公司宁波双一力已双签订单量约1GWh，主要为公司与东方日升FlexGen、JupiterFlexGen、Jupiter等客户双方已签订业务合同的订单；意向在谈订单量约3GWh，主要系公司与SUNPIN、WEG等客户处在前期洽谈的意向订单。2023年5月，EnergyVault和瑞浦兰钧签署了液冷储能电池系统的供货协议，双方达成战略合作伙瑞浦兰钧EnergyVault伴关系，瑞浦兰钧将为EnergyVault供应10GWh的液冷储能电池系统，以支持EnergyVault公司BESS业务的全球化部署。Powin2023年5月，瑞浦兰钧宣布与Powin达成3GWh战略合作协议中集集团Powin2023年4月，中集与美国Powin公司举行合资协议签约仪式，中集技术、青岛中集、Powin公司共同出资成立青岛中集普威新能源科技有限公司数据来源：北极星储能网，各公司官网，广发证券发展研究中心六、投资建议从技术角度看，美国新能源尤其是光伏配储比例及配储时长均高于国内，部分地区如加州在新能源出力高峰月份边际消纳能力见底，储能建设意愿强烈。从经济角度看，2022年受产业链供需关系紧张、电网容量不足、并网审批效率低下、美联储加息提高融资成本等因素制约，储能装机增速有所下滑。2023-2025年随着电网升级提速、并网审批法案改革、美联储加息放缓等众多积极因素叠加，表前储能市场发展有望提速。表后市场受能源价格下降与分布式光伏装机增速放缓影响增速下滑，但NEM3.0政策为光储一体化打开新空间。考虑到美国储能市场以经济性驱动，使用频率高于国内，产品准入门槛更高，国内企业以贴牌模式为主。1.表前市场：关注产品认证完备、具备规模优势、已在美国市场实现批量供货实现批量供货的具备先发优势的国内供应商，其中：集成环节关注受益于终端开发商多元化与集成商去中介化趋势的国内集成与逆变器企业阳光电源、阿特斯、上能电气，建议关注通润装备、科陆电子、科华数据、东方日升。电芯环节关注优质电芯企业在美建厂或签订大额订单企业宁德时代、比亚迪、亿纬锂能，建议关注国轩高科、南都电源。温控环节关注头部温控企业出海的英维克、同飞股份。2.表后市场：关注具备渠道优势、产品类齐全的艾罗能源、盛弘股份、科士达、禾迈股份、昱能科技、德业股份、固德威、锦浪科技等。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明46/49[Table_PageText]深度分析电力设备七、风险提示（一）中美贸易摩擦风险相较于欧洲市场，美国市场对本土企业贸易保护更显著，产品关税受政策影响较大，若中美贸易摩擦持续，或将进一步加大美国市场销售风险。（二）美国新能源政策变动风险美国新能源发展受政策影响波动较大，其中补贴政策直接决定新能源项目经济性，对开发商装机意愿影响显著，若美国新能源政策支持力度减弱或将影响新能源装机需求。（三）美联储持续加息风险项目贷款利率对开发成本存在较大影响，2022年至今美联储持续加息在一定程度上制约新能源项目开发意愿，虽近期加息节奏有所放缓，但仍未排除进一步加息可能，若未来美联储进一步加息导致开发商贷款成本上行，预计将影响美国新能源装机积极性。（四）产业链竞争格局恶化风险2023年以来随着新能源众多产能扩产完毕，行业竞争格局面临恶化风险，虽海外市场准入壁垒更高，参与企业少于国内，但若海外产业链竞争格局恶化，可能会对国内企业市场份额与盈利能力产生消极影响。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明47/49[Table_PageText]深度分析电力设备[广Tabl发e_Re新sear能chTe源am]和电力设备研究小组陈子坤：首席分析师，5年产业经验，10年证券从业经验。2013年加入广发证券发展研究中心。目前担任电力设备与新能源行业首席分析师，历任有色行业资深分析师、环保行业联席首席分析师。纪成炜：联席首席分析师，ACCA会员，毕业于香港中文大学、西安交通大学，2016年加入广发证券发展研究中心。陈昕：资深分析师，毕业于清华大学、北京大学，曾就职于国家电网公司、信达证券，2022年加入广发证券发展研究中心。曹瑞元：资深分析师，毕业于复旦大学，2021年加入广发证券发展研究中心。李靖：资深分析师，毕业于美国西北大学、华中科技大学，2020年加入广发证券发展研究中心。张芷菡：高级分析师，毕业于新加坡南洋理工大学、中山大学，2021年加入广发证券发展研究中心。朱北岑：高级研究员，毕业于华东政法大学，2022年加入广发证券发展研究中心。高翔：高级研究员，毕业于新加坡国立大学，2022年加入广发证券发展研究中心。左净霭：高级研究员，毕业于香港中文大学，2022年加入广发证券发展研究中心。陈宇泽：研究员，毕业于清华大学，2023年加入广发证券发展研究中心。黄思悦：研究员，毕业于北京大学、中山大学，2023年加入广发证券发展研究中心。广发证券—行业投资评级说明[Table_RatingIndustry]买入：预期未来12个月内，股价表现强于大盘10%以上。持有：预期未来12个月内，股价相对大盘的变动幅度介于-10%～+10%。卖出：预期未来12个月内，股价表现弱于大盘10%以上。广发证券—公司投资评级说明[Table_RatingCompany]买入：预期未来12个月内，股价表现强于大盘15%以上。增持：预期未来12个月内，股价表现强于大盘5%-15%。持有：预期未来12个月内，股价相对大盘的变动幅度介于-5%～+5%。卖出：预期未来12个月内，股价表现弱于大盘5%以上。联系我们[Table_Address]广州市深圳市北京市上海市香港地址广州市天河区马场路深圳市福田区益田路北京市西城区月坛北上海市浦东新区南泉香港德辅道中189号6001号太平金融大厦街2号月坛大厦18层北路429号泰康保险李宝椿大厦29及3026号广发证券大厦4731层大厦37楼楼518026100045200120-楼邮政编码510627客服邮箱gfzqyf@gf.com.cn法律主体声明[Table_LegalDisclaimer]本报告由广发证券股份有限公司或其关联机构制作，广发证券股份有限公司及其关联机构以下统称为“广发证券”。本报告的分销依据不同国家、地区的法律、法规和监管要求由广发证券于该国家或地区的具有相关合法合规经营资质的子公司/经营机构完成。广发证券股份有限公司具备中国证监会批复的证券投资咨询业务资格，接受中国证监会监管，负责本报告于中国（港澳台地区除外）的分销。广发证券（香港）经纪有限公司具备香港证监会批复的就证券提供意见（4号牌照）的牌照，接受香港证监会监管，负责本报告于中国香港地区的分销。本报告署名研究人员所持中国证券业协会注册分析师资质信息和香港证监会批复的牌照信息已于署名研究人员姓名处披露。重要声明[Table_ImportantNotices]请务必阅读末页的免责声明识别风险，发现价值48/49[Table_PageText]深度分析电力设备广发证券股份有限公司及其关联机构可能与本报告中提及的公司寻求或正在建立业务关系，因此，投资者应当考虑广发证券股份有限公司及其关联机构因可能存在的潜在利益冲突而对本报告的独立性产生影响。投资者不应仅依据本报告内容作出任何投资决策。投资者应自主作出投资决策并自行承担投资风险，任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或者口头承诺均为无效。本报告署名研究人员、联系人（以下均简称“研究人员”）针对本报告中相关公司或证券的研究分析内容，在此声明：（1）本报告的全部分析结论、研究观点均精确反映研究人员于本报告发出当日的关于相关公司或证券的所有个人观点，并不代表广发证券的立场；（2）研究人员的部分或全部的报酬无论在过去、现在还是将来均不会与本报告所述特定分析结论、研究观点具有直接或间接的联系。研究人员制作本报告的报酬标准依据研究质量、客户评价、工作量等多种因素确定，其影响因素亦包括广发证券的整体经营收入，该等经营收入部分来源于广发证券的投资银行类业务。本报告仅面向经广发证券授权使用的客户/特定合作机构发送，不对外公开发布，只有接收人才可以使用，且对于接收人而言具有保密义务。广发证券并不因相关人员通过其他途径收到或阅读本报告而视其为广发证券的客户。在特定国家或地区传播或者发布本报告可能违反当地法律，广发证券并未采取任何行动以允许于该等国家或地区传播或者分销本报告。本报告所提及证券可能不被允许在某些国家或地区内出售。请注意，投资涉及风险，证券价格可能会波动，因此投资回报可能会有所变化，过去的业绩并不保证未来的表现。本报告的内容、观点或建议并未考虑任何个别客户的具体投资目标、财务状况和特殊需求，不应被视为对特定客户关于特定证券或金融工具的投资建议。本报告发送给某客户是基于该客户被认为有能力独立评估投资风险、独立行使投资决策并独立承担相应风险。本报告所载资料的来源及观点的出处皆被广发证券认为可靠，但广发证券不对其准确性、完整性做出任何保证。报告内容仅供参考，报告中的信息或所表达观点不构成所涉证券买卖的出价或询价。广发证券不对因使用本报告的内容而引致的损失承担任何责任，除非法律法规有明确规定。客户不应以本报告取代其独立判断或仅根据本报告做出决策，如有需要，应先咨询专业意见。广发证券可发出其它与本报告所载信息不一致及有不同结论的报告。本报告反映研究人员的不同观点、见解及分析方法，并不代表广发证券的立场。广发证券的销售人员、交易员或其他专业人士可能以书面或口头形式，向其客户或自营交易部门提供与本报告观点相反的市场评论或交易策略，广发证券的自营交易部门亦可能会有与本报告观点不一致，甚至相反的投资策略。报告所载资料、意见及推测仅反映研究人员于发出本报告当日的判断，可随时更改且无需另行通告。广发证券或其证券研究报告业务的相关董事、高级职员、分析师和员工可能拥有本报告所提及证券的权益。在阅读本报告时，收件人应了解相关的权益披露（若有）。本研究报告可能包括和/或描述/呈列期货合约价格的事实历史信息（“信息”）。请注意此信息仅供用作组成我们的研究方法/分析中的部分论点/依据/证据，以支持我们对所述相关行业/公司的观点的结论。在任何情况下，它并不（明示或暗示）与香港证监会第5类受规管活动（就期货合约提供意见）有关联或构成此活动。权益披露[Table_InterestDisclosure](1)广发证券（香港）跟本研究报告所述公司在过去12个月内并没有任何投资银行业务的关系。版权声明[Table_Copyright]未经广发证券事先书面许可，任何机构或个人不得以任何形式翻版、复制、刊登、转载和引用，否则由此造成的一切不良后果及法律责任由私自翻版、复制、刊登、转载和引用者承担。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明49/49