美国储能补贴政策是高IRR的重要保障。
加州和德州占美国储能新增装机容量近70%
据EIA，2023年美国新增储能装机6.57GW/18.71GWh，功率yoy+55.6%。其中，加州和德 州是美国新增储能装机两大主力州。2023年加州新增装机容量2.95GW，占比44.9%，2023 年德州新增装机容量1.47GW，占比22.4%。
美国储能项目IRR高于20%
表前储能收入主要来自于套利、调频、旋转/非旋转备用和容量充裕度（国内用容量电 价）。表前储能的IRR高，根据LAZARD，加州独立储能补贴后IRR高达28.9%，德州的风光配 储的IRR分别为25.5%和21.1%。
据LAZARD，4h美国储能的初始建造成本在190-392.5美元/kWh之间，我们假设为平均值 291.25美元/kWh（约2人民币/Wh，DC端221美元/kWh，AC端45美元/kW，施工等价格59美 元/Wh），在20%融资方式用债务的情况下，若每年8%的债务成本，计算得加州独立储能IRR 为22%，对应LCOS为174美元/MWh（约1.2人民币/kWh）。
新能源装机增加拉大峰谷价差
新能源装机增加或拉大峰谷价差。“鸭子曲线” 本质上是指一天内发电出力所满足的电 力负荷的变化图表（净负荷=实际负荷-可再生能源发电出力。据国际太阳能光伏网引用 Synergy Website，随着新能源装机增加，自2018年开始， “鸭子曲线”呈中午曲线更低， 晚用电高峰曲线更高的特征，我们认为，这意味着在以市场供需驱动的美国电力市场，供 需的日内波动或会拉大日内峰谷价差。
PG&E提供的TOU-C分时电价在夏季的峰谷价差有0.09美元/kWh（约0.63元/kWh）。TOUD分时电价在夏季峰谷价差有0.14美元/kWh，PG&E E-ELEC（ E-ELEC是一项针对因电动汽车 充电、电池存储、电热泵和太阳能电池板等家庭电气化升级而消耗量高的客户的计划）在 夏季峰谷价差为0.22美元/kWh。
降息周期带来美国储能更高IRR
2024年9月，美联储四年来首次降息，将利率从5.5%降至5%。据TRADING ECONOMICS预 测，到2025Q3，预计美国联邦基金目标利率降至3.75%。2015-2024年9月，美国联邦基金目 标利率中位数在2%左右。
降息对IRR的影响程度大小受借贷比例和还款时间影响，LAZARD模型中采用借贷比例20%， 还款时间20年，考虑30%的税收抵免计算。我们测算了借贷比例20%、45%和70%的情况， 以及借贷比例70%&不考虑30%税收抵免的情形。在70%借贷比例&无30%税收抵免情况下， 5年和10年和20年还款情形下，利率每降低1个点，IRR分别约提升0.42pct、1pct和1.44pct。
美国电网老化脆弱，储能助力电网稳定
电网现代化不足+能源供应链交货时间延长，美国电网可靠性受影响。 1）美国电网以孤立电网发源，后以互利方式联网，但三大联合电网之间仅由少数低容量 的直流线路连接，互相调节能力有限。 2）新能源转型，电网老化问题突出。根据央视财经频道引用美国能源部的统计，70%的 输电线路和电力变压器运行年限在25年以上，60%的断路器运行年限超过30年。北美电力 可靠性委员会（NERC）表示，美国需要更多的输电线路，建设这些线路可能需要7至15年 时间。 3）能源供应链交货时间延长。根据人民日报引用NERC发布《2024年夏季可靠性评估报 告》，2020年以来，变压器、传输电缆、开关柜以及光伏板等电力设备在美国的交货时间 都大幅拖长，严重影响了新项目建设、升级以及季节性准备工作。
美国储能补贴政策是高IRR的重要保障
2022年8月美国出台IRA法案，包括：（1）投资税收抵免 (ITC) ，基础补贴之上若满足更多 本土化、社区、低收入条件，补贴比例相应累加，其中：小于1MW项目基础补贴30%，大于 1MW项目基础补贴6%，满足劳动要求可额外追加补贴，1-5MW之间的项目若满足低收入条 件可额外获得10-20%补贴；（2）生产税收抵免（PTC），根据发电量给予每单位电量基础补 贴和追加补贴，在项目运行后续年份中逐年申领。ITC和PTC只可选择一项生效。
美国储能市场空间：2026年新增97Gwh，持续高增
据Wood Mackenzie数据，2023年美国储能新 增装机32.4GW，同比增长51%，平均配储市场 3.2小时，工商业、住宅配储率分别为5%、13%， 预计2024年将分别提升至10%、25%。我们假设 光伏配储率平稳提升，独立储能维持较高增速， 测 算 2024、 2025年储能新增装机 14.9GW、 22.0GW，同比增长66%、48%。
FERC并网新规有望改善美国储能并网瓶颈
据EIA，2024年1-8月，美国储能实际并网总计5.96GW，完成年初目标的66.06%，同比提 升4.03pct。储能项目排队并网数量增加和审核周期长是影响储能并网效率的重要原因。 审核时间过长导致储能排队项目多。美国从提交并网服务申请到开始商业化运营的所需 周期，2000-2007年所需不到2年，2018-2023年需4年多。
2023年7月28日，FERC颁布了并网新规，简化了并网流程，如将可行性评估和设备影响评 估压缩到150天内完成；将原本的逐一研究模式改为分批次集群研究等，减少排队时间。新 规于2023年11月6日起实施。自实施后，总体2024年1-8月实际并网数/预测并网数略高于 2023年，但完成率仍有改善空间。 2024年5月，FERC发布了1920号令，涉及美国未来至少20年跨区域输电网络的长期建设和 投资规划。法案要求输电网运营商每5年对规划进行一次更新（此前少有运营商制定），还 必须考虑规划的经济性、可靠性和极端天气的影响。FERC还制定了新的电网升级改造和运 维的成本分配规则。电网升级有利于储能需求及并网。
变压器供应仍紧张，但进口增多仅部分缓解
美国变压器交付周期持续攀升，电力变压器及升压变平均交付周期由2022Q1的80、40周 分别持续提升至 2023Q4 的120、130周。在美国，由于已安装的变压器超过了35-40年的设计 寿命，一项为期数十年的更换计划正在进行中。
中国变压器出口美国的金额增速高，或能部分缓解变压器供应紧张局面，但有限。2023年 金额为31.4亿人民币，yoy为26.57%，2024年1-8月金额为25.7亿人民币，yoy+39.96%。根据 Mordor intelligence，2024年北美变压器市场规模预计为88.6亿美元，预计到2029年将达到 115.4亿美元，就美国市场容量而言，中国出口约占5%。
