全球规模最大的储能市场，大储(表前)占主导
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美国是全球规模最大的大储市场。根据BNEF，2021年美国电化学储能新增装机3.97GW/10.88GWh，分别同比+262%/+341%，从功率看，占全球新增的40%。
从结构上看，表前市场(大储)在美国储能中占据主导。储能根据所处节点不同，可分为表前市场(主要是大储)、表后市场(包括工商业储能、户用储能)，2021年美国公用事业储能(大储)/户用储能/工商业储能新增储能装机分别为3.50/0.34/0.13GW，分别占当年新增总装机功率的88.2%/8.6%/3.2%，大储在装机中占据主导地位。
2022年光伏降速，储能仍保持高速增长
2022Q1~Q3美国储能新增装机达3.57GW/10.67GWh，同增102%/93%。在美国2022年光伏新增装机反规避调查影响有所滑落的背景下，大储及户储新增装机仍保持高速增长。从渗透率来看，2022Q3新增装机光储渗透率已达31.5%(其中地面51.1%，分布式27.2%)，去年同期2021Q3光储渗透率21.2%(地面26.3%，分布式9%)。根据BerkeleyLab，美国储能项目备案正在不断加速，截至2022年11月底总备案为22.53GW，去年同期水平为13.13GW，同比增长71.6%。
电网复杂分散+设备老旧，储能具有调节实用价值
美国进行电力市场改革后，全国范围内协调能力较差。美国进行电力市场改革后，ISO/RTO成为区域市场主体负责调度运行，美国供电能源分布不均，全美各地电力能源企业多元化，导致用电供给不稳定，且电价存在时空差异。由此在分布式光伏、套利、备电等多种需求衍生下，储能得到发展。
电网投资意愿较低，输配电设备老旧，停电事故频发。在现有电力体系改革下，ISO/RTO拥有输配电环节调度权，而不具备输配电资产所有权，而输配电资产所有者不具备使用权，只能获得利润来分摊设备折旧。在这种体系下，美国电网投资意愿较低，导致电网设备老旧严重。根据美国能源部(DOE)，美国70%的输电线路和变压器运行年限超过25年，60%的断路器运行年限超过30年，陈旧的电网设施面临着供电可靠性的挑战。在抢修电网并恢复运行方面，储能应用有助于尽快恢复重要输变电设备、电力主干网架运行。
多地出台储能政策，强化监管并提升支持力度
多地出台储能政策，强化监管并提升支持力度。无论是在联邦层面还是在州监管程序中，美国的储能政策格局都在不断发展。根据PNNL，美国目前有19个州发布储能行业的监管要求，17个州出台储能相关的扶持政策，有9个州出台储能装机目标，5个州出台储能相关的电网政策，在强化监管、完善市场机制的同时提升支持力度，美国储能迎来黄金发展时期。
州补贴政策：以加州、内华达州、弗罗里达州为首的17州出台了明晰的储能补贴制度，其中加州的SGIP政策补贴力度大，持续时间长，助力非户用和户用储能均蓬勃发展，迅速成长为美国储能装机增长的核心引擎。2020年，内华达州发布了NV储能激励政策，此政策提出了最高每瓦时0.5美元的非户用储能补贴，扶持力度较大，对非户用储能经济性有较大提升，助力内华达州迅速成长为2021年美国分州储能装机前5。
ITC延期10年，提升基础抵免比例
2022年8月，美国《通胀削减法案》发布ITC新政，在储能方面的主要政策为延长ITC十年和提升基础抵免比例。核心区别1：过去储能只能跟着光伏配套享受，新政中独立大储或户储均可享受;核心区别2：过去最高抵税比例为26%，无额外补偿条款，新政中最高比例提高到70%。
光伏和储能均可享受ITC至少延长十年：在2032年或美国达成温室气体目标的时间(年度温室气体排放≤2022年的25%)中取后达成者，达成后1年抵免比例分别降为22.5%/4.5%，达成后2年为15%/3%，达成后3年为0%。
户用：抵免比例提至30%。非户用：1MWac以内的基础抵免比例提至30%;1MWac以上的新增附加条款，若满足则基础地面比例提至30%，不满足则为6%。
美国ITC新政：附加条款
1)现行工资要求(Prevailing Wage Requirement)：要求项目公司及其承包商和分包商雇佣的用于建设、改造或修理合格项目的劳工和机械师的工资不低于设施所在地类似工作的现行工资。
2)学徒要求(Apprenticeship Requirement)：要求拥有≥4名员工的项目，承包商和分包商的总工时“比例”的工作必须由合格学徒完成。合格学徒是指根据美国《国家学徒法》参加学徒计划的员工。“比例”要求：2022年起施工10%，2023年起施工12.5%，之后为15%。
时间限制：1)以上二项条款只适用于2022/12/31后开始施工项目，并且须在建设期间与投运后5年持续符合要求。2)符合以上2项附加要求的项目，或在财政部长发布有关现行工资和学徒标准的指导意见后60天内投建的项目(还未发布)，ITC基础抵免比例将由6%升至30%。
美国ITC新政：额外抵免条款
1)本土制造(Domestic Content)：项目所用钢铁100%出自美国+总成本金额的40%在美国开采、生产或制造，获得ITC额外加10%资格需符合以上要求。此条款只适用于2022/12/31后投运项目。
2)能源社区(Energy Community)：要求项目安装在：1)可能存在污染和地下有害物质污染，并有重新开发计划的不动产;2)拥有或曾经有大量与煤炭、石油或天然气行业相关的就业机会，并且失业率达到或高于全国平均水平的地区;3)1999年12月31日后关闭的煤矿或2009年12月31日后退役的人口普查区或毗邻区。获得ITC额外加10%资格需符合以上3项中至少1项要求。此条款只适用于2023/1/1后投运项目。
获得以上ITC额外+10%，须在符合以上条款的同时符合附加条款;若不符合附加条款，ITC仅额外+2%。
3)环境正义(Environmental Justice)：要求项目位于或服务于低收入社区的≤5MWac的光伏、风电和与其连接的储能项目(≥5kWh)：1)若项目位于低收入社区或美洲原住民土地：ITC额外加10%。2)若项目属于低收入住宅建筑或合格低收入经济效益项目：ITC额外加20%。获准项目须在获准后4年内投运，2023-2024年配额为1.8GWdc/年。
ITC新政下IRR测算显著提升
非户用储能IRR小幅提升，2024年后开建项目提升较大。以加州大储为例，假设项目规模1MW/2MWh，充放电2次/天，项目享受SGIP补贴及ITC补贴。相较于旧政，此次新政下符合ITC附加条款的加州大储IRR有小幅提升，同时独立大储将首次具备经济性。
户用储能IRR提升显著，延长10年保障户储增长。以加州光伏配储为例，假设项目规模5kW/10kWh，充放电1次/天，项目享受SGIP补贴及ITC补贴。经测算得出，加州户用光储经济性优于大型地面光储，同时新政延长ITC10年，户储收益率增幅有长期保障。
大储：收益来源多元、市场化程度高
美国大储具有独立市场地位，可参与多种交易。美国大储市场机制主要从以下几方面完善：1)确立储能电站市场主体地位，允许其参与调频等辅助服务，并逐步拓展其可提供的服务种类;2)降低门槛，允许更多小容量的储能系统参与市场;3)明确回报机制，完善电力市场交易体系，明确储能参与各类辅助服务的收益结算方式。目前，美国大储获取收益来源渠道包括：现货电力市场套利、辅助服务市场等。
对比欧洲，储能独立主体地位不明、辅助服务市场化更低共同阻碍储能发展。1)以德国为例，储能独立市场地位至今仍未明确，双重身份导致其在项目审批效率较低，且双重征税影响项目经济性，削弱了表前发展积极性。2)在辅助服务市场中，相较于英国，美国对储能电站容量门槛要求更低;同时美国储能参与调频辅助服务可以以较低的报价中标，但因为是以出清价格而非报价进行结算，因此将获得不错的收益，而英国储能参与固定频率响应月度招标获得辅助服务合同后，按投标价格进行结算，收益更低。
电力批发市场全面竞争，辅助服务全面开放
FERC841明确大储可与其他表前市场主体共同参与电力批发市场竞争。一般能源场景：独储可以参与峰谷套利。可再生能源场景：“光储一体”场景下，配储帮助光伏实现能源的时间转移，在价高时卖出，以获得更高收入。根据EIA，到2021年，近60%的已安装公用事业规模储能用于峰谷套利，高于2019年的17%。在储能装机最多的加州，低买高卖策略发挥着主导作用，2021年加州独立系统运营商服务领域新增的电池储能中，有超80%用于峰谷套利。
FERC841首次允许储能公平参与各类辅助服务市场投标竞争。FERC841允许了储能项目公平参与辅助服务市场投标竞争，给储能带来了更广阔的市场空间。2021年9月FERC888明确了6种基本的电力辅助服务品种，进一步规范市场，品种包括：系统运行调度;无功和电压支撑;系统调频;电量平衡;运行备用-旋转备用;运行备用-补充备用。执行层面各州电网差异较大，因此各州辅助服务品种及规定差异均较大。各州电网供电来源、电网功率、电网老旧程度、配电资源等均有差别，辅助服务发展现状不同，决定了各州辅助服务品种及规定差异均较大。
PPA电价：高配储比溢价明显
PPA电价：PPA由发电企业与输电企业之间约定买方在一定期限内以约定的固定价格，购买一定数量的电力。PPA电价主要由供需关系决定，若风光资源丰富，则地区PPA较低;若投资成本趋高，则PPA较。
美国PPA定价高度市场化，高配储比获更高PPA溢价。根据BerkeleyLab的统计数据：新能源项目配储比与PPA溢价呈正向线性关系，更高的配储比将获更高的PPA溢价，同时溢价占PPA总价的比例也会更高。配储(50%+4h)项目平均PPA溢价为$10/MWh，配储溢价占PPA总价的30-50%，其中可再生能源渗透率高的区域溢价更高，目前已具备经济性(例：加州2022年以来，新建光伏项目配储比为30%左右，PPA电价溢价超20%)。2020年以来，随着电价的上涨，PPA配储溢价也呈现出上涨趋势。
2023年美国储能装机达36GWh，22-25年装机CAGR=88.5%
美国大储市场机制日益健全，我们认为美国大储市场2023年继续高增，达到28GWh以上，同比增长124%;ITC新政下户储收益率显著提升，2023年新增装机达3.9GWh，同比增长146%!随着多地储能政策不断出台及市场机制日益完善，我们预计美国工商业储能市场将逐步增长。综上，东吴证券预计2023年美国储能市场总需求为36GWh，对应出货量为83GWh，装机/出货同增117%/104%，到2025年装机/出货需求为111GWh/223GWh，2022-2025年装机/出货CAGR分别为88.5%/76.4%。
大储集成商以本土为主，电池厂商中国占比高
美国大储集成商新进入者众多，以本土厂商为主。目前市场对于单项目定制化的需求越来越高，拥有提供定制化解决方案能力的集成商在逐渐崛起。根据IHS Markit，2021年美国大储集成商CR5达55%，其中Fluence占18%，居第一。
美国户储以本土品牌为主，中国供应商占比逐步提升。2021年美国户用市场中，Tesla、BYD、Enphase分列前三，国内产业链占比提升。特斯拉采用宁德100ah的方形电池;Enphase采用新能安52ah的软包电池;Generac从松下的三元电池模组转向国内企业代工;韩国Q-cell品牌找杭州艾罗(Solax)代工;SolarEdge与时代科士达以ODM模式合作，德业给Sol-Ark做代工，科华数据为Juniper做代工。
供应链：大储国内厂商弹性明显
美国储能高速发展，带来产业链盈利弹性。1)储能系统，阳光电源、阿特斯、科陆电子、比亚迪均以自主品牌出货，其中阿特斯依靠集团旗下EPC部门在美国多年的项目资源积累，美国出货占比高，我们预计阿特斯2022-23年美国出货1.4-1.5/3.2GWh，2023年同增121%，2022-23年分别占总出货约78%/80%。2)电池端，美国能源机构对于储能电芯品质要求高，偏好一线品牌，宁德时代、亿纬锂能电芯优势显著，科士达凭借进入Solaredge供应链，快速上量，我们预计2022-23年美国出货0.5/2.0GWh，2023年同增300%;3)PCS端，大储PCS盛弘股份规模逐渐提升，我们预计2022-23年美国分别出货0.2/0.6GW，2023年同增150%，2022-23年分别占总出货约20%/25%，高溢价的美国市场出货占比提升，小储PCS德业股份、科华数据等加速渗透，增量亮眼。
