储能行业专题报告：2024年美国储能发展引领全球_新浪财经

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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。

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%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。

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（Independent system operators，ISO）和更大规模的区域输电组织（Regional transmission organizations，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。

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。

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。

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。

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（Commerical Community and Industry，简称CCI）与户储。根据Wood Mackenzie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。

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Wood Mackenzie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。

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Wood Mackenzie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。

（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&P Global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&P Global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。

（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%。

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。

（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%。

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。

（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。

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。

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， 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。

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。

（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（Power Purchase Agreement）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-generated PPA，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。②Baseload PPA，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-consumed PPA，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。

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LevelTen Energy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%。

（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。

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。

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。

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。

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。

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。

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《Build Back Better Act》，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。

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。

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Wood Mackenzie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。

（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。

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。

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-Owned Utilities）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。

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Wood Mackenzie Q1报告统计，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（Interconnection Request，简称IR）至商业运营（Commercial Operations Date，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。

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。

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”First Come, First Served” 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。

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Wood Mackenzie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。

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Energy Sage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。

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Energy Sage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。

光伏自供应因素：加州NEM 3.0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NEM 3.0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，NEM 3.0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。

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。

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NEM 3.0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。

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NV Energy，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Energy Capital Partners、CIM Group）等拓展，开发商背景呈现多元化。其中NextEra Energy、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。

（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IHS Markit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、NextEra Energy Resources、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Wood Mackenzie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。NextEra Energy Resources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Energy Sage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%，本土品牌优势凸显。

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Powin Energy、FlexGen等，核心优势在于运营。

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。

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、Powin Energy、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（维权）、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。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

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