2023Q1-3 美国储能装机 4.82GW，同比+32.1%，全年储能装机量不及预期。
根据 Wood Mackenzie，2022 年美国储能装机 4.72GW/13.80GWh，同比+30.1%/+26.8%，平均配储 时长 2.93 小时。23Q1-3 美国储能装机 4.82GW/15.07GWh，同比+32.1%/+40.4%，平均 配储时长 3.13 小时。据 EIA 数据，2023 年全年 1MW 以上的表前储能项目装机 6.22 GW， 同比+49.1%，不及 EIA 22 年 12 月对 23 年全年预测量（9.45GW），2023 年项目装机量不 及预期。 从储能装机结构看，美国以表前储能为主，表前储能中独立储能占据超半数。2022 年美国 大储/户储/工商业储能装机分别为 3.94/0.64/0.14GW，同比+11.9%/25.3%/-22.9%，占总装 机比例 83.6%/13.5%/2.9% 。 2023Q1-3 年美国大储 /户 储 /工商业储能装机分别为 4.21/0.47/0.14GW，同比+36.2%/+1.2%/+32.1%，占总装机比例 87.3%/9.8%/2.9%。表前 储能占据美国储能市场主体。从表前结构来看，根据 EIA 数据，2022 年美国运行的表前储 能以独立储能和光伏配套为主，功率口径占比分别为 51.5%/36.7%。
各区域电力系统独立，ISO/RTO 市场化程度更高
美国电力系统市场化历史悠久，呈现“FERC-ISO/RTO-电网公司”架构。1977 年能源部 （DOE）成立，其下设联邦能源管理委员会（FERC），负责电力、天然气和石油的州际贸 易与传输。1996 年 FERC 发布了第 888 号法令，明确要求开放电力批发市场、分拆发电服 务与输电、允许发电商和用户公平接入输电网，鼓励成立独立的系统运行机构(ISO)。1999 年，FERC 颁布了 2000 号法令，提出建立区域输电组织(RTO)，旨在跨州范围内建立独立、 完整的输电运营网络，并要求拥有或运行管理跨州输电设施的电力公司必须组建或加入 RTO。目前，美国电力系统呈现“FERC-ISO/RTO-电网公司”的三层组织架构。由于联邦 对于 ISO 的成立并无强制手段，各州政府按照自身电力市场情况与意愿自行构建，这导致 全美电力系统割裂且各州市场化程度不同。
ISO/RTO 区域电力市场化程度及储能渗透率更高。美国电力市场共拥有 7 个 ISO/RTO 区 域，分别为 CAISO、ERCOT、ISO-NE、MISO、NYISO、PJM、SPP，共计覆盖全美三 分之二的电力供应。ISO/RTO 管理其区域内电网运营，这些区域电力市场化程度较高，以 IPP（独立供应商）供电，公共事业公司输配电为主。三个非 ISO/RTO 区域（西南、西北、 东南）由当地电力公用事业公司在 PUC/PSC 监管下垄断当地电力市场，对储能的接受度 较低，电网可靠性较高。根据 EIA，截至 2022 年，累计运行的电力设备中，56.9%来自 ISO/RTO 地区，这一比例在累计运行的大型储能设备中提升至 85.7%，在累计运行的独立 储能中达到 96.4%。2022 年当年新增的储能装机中 ISO/RTO 占比达到 88.6%。
美国大储市场以加州和德州双中心为主。据 EIA 统计，2023 年，美国共有 18 个州有储能 装机并网，其中装机量前五的州分别是加利福尼亚、德克萨斯、亚利桑那、内华达、夏威 夷，占比分别为 45.2%、21.4%、13.3%、5.8%、4.0%，Top 5 共占总装机量 89.7%。
23 年四大问题设阻，导致装机不及预期
23 年美国大储装机表现不及预期。22 年底，EIA 对于 23 年全年的装机量预测为 9.45GW， 而 23 年实际装机 6.22GW，仅为预测值的 65.8%。逐月来看，几乎全年各月的实际装机量 均不及预期。比如，23 年 9 月时，规划 10/11 月装机量分别为 1.08/1.19GW；而根据 10 月公布的数据，10 月实际装机 0.18GW，而 10 月对 11 月的规划装机量上调至 1.54GW， 说明部分本应该在 10 月并网的项目被推迟到 11 月及之后。从历史数据追溯对比来看，并 网延迟问题在 2021 年下半年开始激化。从 21 年 H2 开始，实际装机量/平均预测值的数值 均在 1 以下，并逐渐呈现偏离程度加大趋势。23 年 H1/H2，实际装机量/平均预测值分别为 0.46/0.73，说明仅有 46%和 73%的项目在原定时间内并网，并网延迟问题严重。
从具体项目情况来看，2022 年规划在 2023 年并网的项目平均延期超 6 个月。根据我们对 EIA 2022 年规划的深度分析，22 年 12 月时计划在 23 年并网的储能项目共 154 个/9.45GW。 其中，实际在 2023 年并网的储能仅有 65 个/4.10 GW，占原来规划的 42.2%/43.4%（2023 年有一部分并网的储能项目（2.12GW）来自当年新增的备案，未纳入 2022 年规划中，未 在此考虑）；预计延期到 2024 年的项目 82 个/5.22GW，占比 53.2%/55.3%；另有 7 个项 目共 0.13GW 取消并网或者失去信息。2022 年规划的储能项目总体平均将预计延期 6.43 个月，考虑到延期至 2024 年并网的项目仍有可能晚于规划时间并网，因此实际的平均并网 延迟时间可能更长。
我们认为 2023 年美国储能市场装机不及预期的原因主要有四个方面：1）美联储加息，投 资资金成本增加，项目收益情况被显著拉低；2）并网排队时间长，审核缓慢致队伍持续拉 长，项目不能如期并网； 3）碳酸锂价格直线回落，投资商观望等待成本见底；4）电网建 设不足，变压器短缺，变压器等待时间变长。展望 24 年，我们认为诸多限制因素已经得到 明显的边际改善， 24 年美国储能市场实际装机情况有望由弱转强。
高资金成本削弱盈利性，利率政策已现转向
美国加息应对通胀，高利率加大融资成本，低 IRR 储能项目延期并网。为了应对高通胀， 美联储在 2022 年 1 月的议息会议上明确表示开始加息缩表。在 2022-2023 年，美联储分 别加息 7/4 次，11 轮加息后美国联邦基础利率达到 5.50%。表前储能建设是高固定资产投 资项目，建设方往往会选择加杠杆，企业筹款的资金成本将会随利率上升而升高。在高利 率环境下，部分储能 IRR 显著降低，运营商选择暂缓投资建设。
通胀情况稳定，24 年美联储政策转向趋势基本确定。从通胀指标来看，美国两个重要的价 格指数 CPI/核心 PCE 控制相对稳定，12 月 CPI、核心 PCE 环比分别+0.3%/+0.2%。依据 12 月 14 日美联储会议内容，鲍威尔再次宣布了“不加息”的决议，将联邦基金利率维持 在 5.25%-5.5%，至此，美联储已经连续三次会议按兵不动。同时，鲍威尔声称，美联储 内部已经开始讨论降息，和 11 月时的表态（尚未考虑降息）截然相反。2024 年 1 月的议 息会议肯定了不再加息的观点。根据 FOMC 23 年 12 月发布的季度前瞻点阵图，FOMC 委 员对 24/25/26 年的政策利率中位预期分别为 4.6%、3.6%和 2.9%，根据这个预测，未来 三年美国利率将保持下降趋势。
加息结束意味着储能经济性将有较大提升。针对独立储能资本金 IRR，我们进行了敏感性 测算。假设在贷款比例 70%、单瓦成本 0.48 美元/Wh、ITC 抵免 30%的情境下，贷款利率 每下降 1%，加州项目对应的资本金 IRR 约上升 0.6pct。若系统成本下降或杠杆比例上升， 降息对资本金 IRR 的正面影响将进一步扩大。资金成本回落将有效激发储能经济性，促进 未来几年的储能项目投资建设。
审核进度影响项目并网，并网新规有望改善
储能项目并网审核排队时间长，排队容量大。根据 LBNL 在 23 年 9 月发布的报道，美国 发电设备项目并网从提出并网申请到获得并网许可的时间中位数自 15 年以来快速上升，至 22 年底已达到了 35 个月。从排队体量上来说，截至 22 年底，美国储能项目排队容量已 超过 684.4GW（独立储能 326.62GW，配储 357.79GW），同比+59.8%，其中仅有 10% 的储能项目获得并网许可。22 年当年新增加的并网储能项目 282.72GW，同比+15.0%。我 们认为并网排队时间长、队伍持续拉长的原因主要有三点：流程复杂、成本要求不明确、 队伍推进机制不合理。
1）并网流程复杂，项目研究时间长。根据 LBNL，美国并网流程包括并网申请（期间要在 队列中等候申请被处理）、多项并网研究、最终获得并网许可。美国电网运营商缺乏对电网 接纳能力的综合规划，往往是出现新的项目后，再对该项目的并网进行电网升级改造方案 研究，一旦项目细节发生细微不同，就需要重新研究，因此项目研究时间长。即使不考虑 排队和研究不通过被打回的情况，整个过程的正常处理时长也在 455-545 天左右。
2）并网申请具有成本分摊不清晰、并网成本虚高等问题。在几轮评估中，储能开发商需要 与电网确认项目的成本，然而双方难达一致。电网改造具有正外部性，容易造成“搭便车” 的问题：申请并网项目的电网升级改造方案通过并实施后，会对电网容纳能力产生正向影 响，也会使得后续排队项目受益。然而电网运营商在并网审核中对此外部性考虑不足，项 目并网造成的改造成本完全由项目申请者支付，因此项目申请者可能希望将费用压低以将 外部性转嫁给第三方受益团体。此外，电网运营商 ISO/RTO 给出的电网改造要求可能远高 于实际需求，导致电网改造成本虚高。双方对电网改造成本的心理预期不同，因此在此过 程中需要项目申请人与电网公司之间就每一环节的评估结果以及对电网升级改造方案进行 反复讨论，进一步拉长项目审核时间。
3）线性并网流程设计不合理。传统来说，ISO/RTO（PJM、ISONE 等）在处理并网申请 时采用的是依次评估（serial study）的方式，对申请并网的项目进行“先到先评估、单个 项目孤立地考虑”的方式，对每个项目逐一分配改造方案，而非对一段时间内所有申请项 目进行综合考虑。当申请人认为所需缴纳改造费用不合适导致重复讨论时，后续排队项目 都会停滞，导致并网审核更为低效。
美国迎来并网新规，缩短并网队列。2023 年 7 月 28 日，FERC 通过了一项新规则，旨 在规范简化并网流程。1）规则将原先传统的“逐一研究”“先到先服务”的线性并网研究 流程更改为分批次的集群研究，解决了线形审核制度下单个申请人处理时间长，后续排队 项目难以向前推进的问题。2）FERC 还要求运营商建立一种新的方法，使得同批次项目申 请人可按照公司/项目规模按比例分担申请费用，解决了原制度下申请人因不愿承担额外费 用而反复讨论的问题。3）新规允许多个项目接入同一并网点，并共用同一项目申请程序， 无需重复额外进行申请，解决了同一并网点内多项目独立申请带来的时间浪费问题。4）规 则提出加快审核进度，对未及时完成并网流程的电网负责方进行处罚，并对储能项目承办 方的财务和选址进行更严格的筛选，避免投机性项目。新规则于 2023 年 11 月 6 日起实施， 更明确简化的并网流程有望加快并网节奏，减少储能项目延期或取消。
锂价接近底部区间，观望情绪有望缓解
23 年以来碳酸锂价格直线回落，业主方持观望态度。作为上游重要的原材料，碳酸锂由于 供需错配自 2021 年下半年开始价格快速上涨，在 22 年 11 月达到峰值（7.86 万美元/吨）， 较 21 年 1 月初价格（0.93 万美元/吨）翻了 8.5 倍。随着后续供给端产能逐步释放，需求 端增速有所放缓，价格开始快速回落。在原材料价格快速回落阶段，部分业主方可能希望 等待成本进一步下降，保持观望态度。截至 23 年 12 月初，现货价格已经回落至 1.49 万 美元/吨。随着碳酸锂价格接近底部区间，前期因观望碳酸锂价格而推迟的项目有望加快开 工建设。
预计大储 24/25 年装机 35/52GWh，同比+78.0%/46.8%
我们预计 24/25 年美国大储装机 35/52GWh，同比增速分别达到 78.0%与 46.8%。中长期 来看，考虑到美国新能源占比提升与老旧电网的矛盾激化，储能拥有多元化的盈利模式， 同时政策再度为市场注入强心剂，中长期美国大储市场需求强劲；短期来看，高利息、并 网政策、原材料价格走势等影响均有边际改善，我们认为 24-25 年美国表前储能市场将有 较明显的增长，预计装机量分别可达 35.43/52.02GWh ，同比+78.0%/46.8%。 储能装机主要可拆分为三方面，包括光伏配储、风能配储和独立储能：针对光伏配储，根 据 EIA 于 2024 年 2 月发布的短期能源展望（STEO）报告，预计 2024/2025 年新增光伏 装机 36.43/37.68GW，届时累计装机约 126.35/164.04GW。考虑到新增配储和存量配储渗 透率的提升，我们预测光伏配储 24/25 年装机量将分别达到 5.17/6.38GW，对应 17.06/21.71GWh；针对风能配储，根据 GWEC 2023 年全球风能报告预测，预计 2024/2025 年新增风能装机 11.70/14.80GW。考虑到美国风电配储渗透率较低，我们预测风电配储 24/25 年装机量将分别达到 0.01/0.03GW，对应 0.05/0.10GWh；针对独立储能，根据历史 增速和占总储能新增装机的比例情况，我们预测 24-25 年独立储能将达 5.55/8.89GW，对 应 18.33/30.21GWh。
