储能：IRA政策重磅出台，美国储能投资机会在哪里？-天风证券.pdf-solarbe文库

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1 证券研究报告作者行业评级上次评级行业报告 | 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明电力设备强于大市强于大市维持 2022年10月20日（评级）分析师孙潇雅 SAC执业证书编号S1110520080009 IRA政策重磅出台，美国储能投资机会在哪里行业深度研究摘要 2请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 22年以来美国居高不下的天然气价格拉升电价，且22年8月出台的美国通胀削减法案（IRA）强化了ITC政策力度，我们认为这两项重大边际变化或将使储能经济性进一步增加，进而加速装机需求的提升。本篇报告将基于上述重要的边际变化，探讨1）美国储能需求来源；2）天然气及电价上涨、ITC政策变化对美国表前及表后储能市场经济性的影响，发掘美国储能市场爆发背景下的投资机会。 美国储能市场复盘 22H1延续高增态势，以表前储能为主且配储时长不断提升。美国储能市场自2020年起进入高增期，20-21年容量口径装机量达到3.5、 10.5GWh，yoy237/198，22H1延续高增态势，新增装机规模达5.9GWh，yoy161。分结构看，美国储能以表前为主，22H1表前、工商业、户用装机占比分别为85/7/9，yoy190/83/61。趋势上看，配储时长、新能源发电的配储比例持续提升，平均配储时长由2016年的1.4小时升至2021年的3.0小时。 需求来源1保证电力系统稳定 1、对电力系统而言，风光占比提高带来了配储需求。随着风电、光伏等新能源发电在总发电量占比提高（风光发电渗透率由2008年的1快速增至2020年的10），电力系统呈现“双峰双高”“双侧随机性”，发电侧与用电侧的不匹配带来了电网的运行安全性问题；电化学储能响应速度快、功率及能量密度大、动态性能好，可以有效解决新能源发电占比提高带来的电力系统安全问题。 2、美国电网的区域特征驱动加州、德州成为美国储能主力市场。与欧洲高度集成化的互联电网不同，美国本土电网由西部联合电网、东部联合电网、德州电网三大电网构成，区域电网的互联程度较低，由于落基山脉地理特征和历史原因，各电网区域的发电结构有所不同。我们认为，美国储能市场的区域分布特点，与其电网等电力基础设施建设现状有关，加州、德州分别对应更高的光伏、风电发电占比，及加州无法实现电力完全自发自用、德州电网与外界互联程度较低，使得加州、德州成为美国储能主要装机市场。截至2021年加州储能累计装机量达到 2339MW，占全国总装机量的44；德州储能累计装机量达到797MW，占全国总装机量的15；两地储能装机占到了全国总装机量59。 需求来源2经济性加速装机需求提升 MAsVpXvWgVrQtRtQmQtOsM8O8Q9PpNoOmOpNiNmNnNeRnPpP7NnMsPxNtRtRvPoMqN 3请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 1、边际变化ITC政策力度强化电价上涨，储能经济性有望进一步增加。 2022年8月出台的IRA（Inflation Reduction Act）法案强化了ITC政策力度。从边际变化看，23年开始ITC政策的有效期限得到延长（补贴将持续至2033年而后开始退坡；上一版本2022年已开始退坡）、税收抵免力度进一步加强（现行版本对应23年22的补贴，新版本基础30额外抵免比例最高可至70，其中基础抵免满足现行工资及学徒要求，则23-33年基础抵免由此前22上升至30；额外抵免满足特点条件，最高可享受40抵免）。天然气涨价拉升电价。美国天然气价格持续走高，由之前2020年11月低点的3.09美元/千立方英尺持续升至2022年6月的8.22美元/立方英尺，涨幅高达166；高企的天然气价格相应拉升电价，全美、美国加州、美国德州平均电价均持续上涨，分别由2020年11月的 10.37/17.26/8.03美分/千瓦时升至2022年6月的13.28/24.19/11.21美分/千瓦时，涨幅分别为28/40/40。 2、经济性测算考虑ITC政策，储能在表前、表后市场均具经济性。表前市场边际变化我们认为，表前端ITC政策强化，有望助力光储（增量市场）及独立储能（增量存量市场改造）项目持续增长光储税收抵免比例的大幅提升（最高可达70）；5KWh以上商用独立储能亦能享受税收抵免，有望提升存量市场独立储能安装的积极性。发电侧PPA电网侧辅助服务，我们测算经济性均好于天然气机组。我们测算新能源配储项目以基础抵免23年30计算，储能LCOS将由现行版ITC的86/MWh（补贴22）下降至78/MWh（补贴30）；独立储能项目储能LCOS将由现行版ITC的108/MWh（补贴 0）下降至78/MWh（补贴30）。测算结果1）新能源配储新版ITC政策储能功率配比25以内时低于天然气机组LCOE下限，60以内时低于天然气机组LCOE上限，较现行版本分布提高2、5pcts。2）电网侧（独立储能）ITC税收抵免由现行的0上升至30以上，储能LCOS明显低于天然气调峰的 175美元/MWh。3）现货电价套利从加州ISO数据看，2022年9月2日-10月2日中有12天时间峰谷价差超过储能LCOS，储能电站可通过现货电价套利进一步增加收益。 4请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 投资建议针对表前市场我们认为，对美国本土集成商已形成供货、或已实现美国表前储能订单或出货的中国集成商及相关供应链均有望受益美国表前储能的持续增长。电池及系统建议关注【宁德时代】、【亿纬锂能】。逆变器及系统建议关注【阳光电源】、【科陆电子】。温控建议关注【英维克】、【同飞股份】。表后市场边际变化首次提出独立储能（3KWh以上）可享受30税收抵免；2023年起的税收抵免比例由此前的22提升至30，且延长至2032 年后才退坡（此前抵免比例将于23年降至22，24年降至0）。且户用端ITC只享受30基础抵免，不涉及“本土制造”条款额外抵免利好中国产业链企业。户用储能经济性测算基于加州的ITC及SGIP补贴情况，以及特斯拉户用光储系统报价，考虑初始投资费用，配置户用光储系统将在第7年体现经济性。 投资建议当前美国户储市场的头部企业均为海外集成商，我们认为，主要系美国户储市场更高的市场准入门槛较高、本土消费者对品牌知名度亦有更高的要求。但往未来看，随着ITC税收抵免边际变化带来的经济性提高，我们看好电池成本进一步下降国内企业逐步获得认证、打开市场知名度，从而切入美国表后市场带来的投资机会。电池及系统建议关注【比亚迪】。逆变器及系统建议关注【德业股份】、【盛弘股份】、【科士达】。结构件建议关注【铭利达】、【祥鑫科技】。风险提示储能需求不及预期；政策力度不及预期；锂电池成本上涨幅度超预期；国际贸易政策风险；测算具有一定主观性，仅供参考。一、行业现状 5请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 1.1 行业21年进入装机高峰期，22H1装机量2.3GW，yoy193 1.2 装机结构美国以表前储能为主，22H1表前、工商业、户用装机占比分别为85/7/9，yoy190/83/61。 6 市场复盘2020年美国储能进入高增期，20-21年容量口径装机量yoy237/198 数据来源CNESA全球储能项目库，EIA，Wood Mackenzie，wind，天风证券研究所 全球维度，美国、中国、欧洲为电池储能的主要装机市场。据CNESA统计，2021年全球新增投运的新型电力储能项目装机规模达10.2GW，同比增长117。从国家及地区维度看，主要市场美国、中国、欧洲合计装机量占全球市场的80，分别占 34/24/22，其后为日韩、澳大利亚，分别占7/6。 美国市场方面，2020年进入电池储能装机高增期，2020-2021年容量口径装机量达到3.5、10.5GWh，yoy237/198。尽管2021年美国储能行业面临了电池采购短缺和涨价等问题，造成部分项目建设延迟，2021年装机量仍实现同比增长198。此外，单个项目装机规模也刷新历史记录，佛罗里达电力照明公司的409MW/900MWh Manatee储能中心项目完成。 进入2022H1，美国电池储能新增装机规模达5.9GWh，yoy161，高增速持续延续。图2021年全球新增投运新型储能项目分地区占比图2008-2022H1美国电池储能新增装机量（单位MWh） 359 530 813 1046 3529 10499 5917 48 53 29 237 198 161 0 50 100 150 200 250 300 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022H1 储能新增装机量MWh yoy 7 市场复盘细化来看，美国以表前储能为主，趋势上配储时长不断提升数据来源 Wood Mackenzie，天风证券研究所 分应用场景看，美国以表前储能为主。2022H1美国表前储能装机量达1.9GW/5.0GWh，工商业171MW/393MWh，户储 217MW/517MWh，以容量口径算，表前、工商业、户用分别占比85/7/9。 从装机趋势看，美国储能的配储时长不断提升。平均配储时长由2016年的1.4小时提升至2021年的3.0小时，而后2022H1略微下降至2.6小时。图2016-2021美国新增储能装机容量装机量（MW）装机量（MWh）配储时长（h） 2016 257 359 1.4 2017 253 530 2.1 2018 337 813 2.4 2019 510 1046 2.1 2020 1472 3529 2.4 2021 3509 10499 3.0 2022H1 2305 5917 2.6 85 7 9 表前工商业户用图2022H1美国储能装机结构（容量口径） 787 2305 2265 5917 200 2200 4200 MW MWh 图2021H1及2022H1美国储能装机量变化 5007MWh 393MWh 517MWh 二、需求来源1-保证电力系统稳定性 8请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 2.1 对电力系统而言，风光占比提高带来了配储需求 2.2 美国电网的区域特征，驱动加州、德州成为美国储能主力市场 9 新能源发电占比提高后，解决电力系统的运行安全性问题是储能的核心需求来源数据来源EIA，BP，ELA，GWEC，天风证券研究所 美国电力系统中风电、光伏的发电占比不断提升，是驱动其储能装机量快速增长的原因之一。美国风光发电渗透率呈稳步提升态势，由2008年的1快速增长至2020年的10，至2021年进一步上升至12。 风电、光伏等新能源发电在总发电量中的占比提高后，电力系统呈现“双峰双高”“双侧随机性”，发电侧与用电侧的电量、负荷不匹配带来了电网的运行的安全性问题。随着新能源大规模接入，电力系统将呈现显著的“双峰双高”（双峰电网夏、冬季负荷高峰；双高高比例可再生能源、高比例电力电子装备）和“双侧随机性”（风电、光伏发电具有波动性和间歇性，因此发电占比提升后，供电侧也将出现随机波动的特性，能源电力系统由传统的需求侧单侧随机系统向双侧随机系统演进）。 电化学储能响应速度快、功率及能量密度大、动态性能好，可以有效解决新能源发电占比提高带来的电力系统安全问题。通过参与调峰、调频、备用电源等工作，储能可以改善电力系统的负荷走向、降低峰谷差、增大新能源的接入比例、通过参与系统频率的调节改善电网的稳定性。图美国风光发电渗透率从2008年的1快速增长到2021年的12 图2021年美国发电结构 0 0 0 0 0 0 0 1 0.01 1 2 2 2 31 2 2 3 3 4 4 5 6 6 7 7 8 9 0.0 2.0 4.0 6.0 8.0 10.0 12.0 14.0 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 风电光伏 38 22 19 6 9 3 3 天然气煤电核电水电风电光伏其他 10 美国储能主要集中在加州、德州，至21年两地累计装机占全国总装机量的59 数据来源EIA，加州2020年停电事故分析及其对浙江省电力安全的启示（韩刚等），美国得州2·15 大停电事故分析及对中国电力发展的启示（张玥等），天风证券研究所 美国储能市场呈地域分化特征，主要装机需求来自加州、德州两地。截至2021年加州储能累计装机量达到2339MW，占全国总装机量的44；德州储能累计装机量达到797MW，占全国总装机量的15；两地储能装机占到了全国总装机量59。 20-21年，加州、德州两地均发生较为严重的电力安全事故，根本原因均为极端天气下发电侧与用电侧电力不匹配。1）加州 20年8月遭遇极端高温天气，导致多轮停电事故，至少81万居民用户正常用电受到影响。用电侧区域内电力最大负荷增加了 4507MW，但发电侧494MW的天然气发电机组发生故障、太阳能发电3小时内出力减少6736MW、风力发电较前一日减少 2000MW，CAISO宣布电网进入三级紧急状态。2）德州21年2月遭遇极端寒冷天气，导致用电侧电力取暖负荷急剧攀升，同时发电侧天然气管道受冻冰堵、风机叶片覆冰冻结、大量燃气和风电机组退出运行，导致最多影响人口达450万人，德州电网进入三级紧急状态。 我们认为，美国储能市场的区域分布特点，与其电网等电力基础设施建设现状有关。图按地区分，截至2021年美国储能装机量（MW） 2339.1 797.4 2197.9 加州德州其他 44 15 41 11 电网结构现状美国三大电网互联程度较低，电力系统可靠性基本需靠各地自行解决数据来源European Commission proposes trans-European electric transmission development plan（GEOFF ZEISS），低碳背景下能源系统安全不容忽视（吴厦成等），美国得州2·15 大停电事故分析及对中国电力发展的启示（张玥等），北极星智能电网在线，天风证券研究所 与欧洲高度集成化的互联电网不同，美国本土电网由西部联合电网、东部联合电网、德州电网三大电网构成，区域电网的互联程度较低，分别由 66 个电力调度机构保障电力系统的可靠性和实时平衡，需要自行解决供电稳定性及新能源消纳问题。东、西部电网之间通过7回背靠背直流相连；德州电网与东部电网通过2回直流相联，未与西部电网联网，与墨西哥通过3回直流相联。 区域特征由于落基山脉地理特征和历史原因，各电网区域的发电结构有所不同。东部电网靠近美国主要煤、气供应地，以煤炭和天然气发电为主；西部电网因靠近科罗拉多山系和河流，分布有落基山脉等地势落差很大的山体，以水电装机为主；南部的德克萨斯电网处于页岩气盆地所在地，天然气发电为主，形成了区域内的独立小电网。 三大电网联结程度较低，主要与美国联邦制的体制、输电网项目回报率较低有关。美国联邦制下跨州输电项目建设需要多个州的监管部门同意，多个联邦政府部门之间的协调难度较大，且行政审批程序复杂、耗时长，最终获准门槛高。此外，输电网项目相较于其他投资项目，具有回报率低，建设周期长等特点，比较缺乏投资吸引力。图美国区域电网分布及互联情况图欧洲高电压等级电网较为密集 12 分区域看-加州新能源发电高占比，带来对能量型储能的装机需求数据来源电池中国网，索比光伏网，从加州限电事故与美国 WEIM 机制看电力市场的融合协同（李可昕等），加州2020年停电事故分析及其对浙江省电力安全的启示（韩刚等），南方能源观察，国际能源小数据，天风证券研究所 电力系统无法完全自给自足较好的光照条件，使风光发电占比不断上升，2020年占比达到22.7。加州电力系统无法完全自给自足，需要通过与周围电网交易以维持供需平衡，2016年至2019年的外受电量每年维持在30左右，叠加加州较好的光照条件，从2010年到 2020年，加州的太阳能和风能发电占比从3.4增加到22.7。往未来看，加州承诺到2045年实现无碳电网，预计将安装更多的光伏系统和风力发电设施。 加州独立系统运营商（CAISO）在21年部署的储能系统装机容量与去年相比增长了12倍，达到2359MW，测算占全美装机量的67。加州电力市场主要由CAISO，WECC，NERC三家独立运营商管理，其中CAISO份额占比接近60。根据电网和批发市场运营商发布的调查数据，CAISO在2021年部署的储能系统装机容量达2359MW，我们测算占2021年全年美国储能装机量的67。 较高的可再生能源装机占比，使CAISO部署的主要为能量型储能，用于实现能量时移。基于发电结构，CAISO部署储能以能量型为主，平均储能充放电时长达到4小时，主要用于在光伏、风电富余时充电，并在电力需求较高时段将电力重新注入电网。 往未来看，持续提高的新能源发电占比，预计将有望驱动储能系统装机容量的持续增长。图2001-2020年加州电源装机规模变化（不含外购电）图2016-2019年加州外受电量占总用电量比例（） 13 分区域看-加州2009年将储能纳入SGIP补贴范围，从经济性层面刺激需求起量数据来源SGIP Handbook（2021），天风证券研究所 为发展分布式发电，2001年加州公用事业委员会启动SGIP用于补贴加州分布式发电，并于2009年将储能纳入补贴范围，至此安装分布式光伏、储能均有额外补贴，从经济性层面刺激了需求起量。从重要时间点看2009年，储能技术首次被纳入了 SGIP补贴的范围；2014年，加州政府要求将SGIP总预算资金的75用于储能项目的激励，自此储能成为SGIP的补贴主要对象。2016年，SGIP根据项目是否享受ITC调整了补贴水平。2017年，SGIP建立“平衡预算”补贴。2019年，SGIP政策出台 “平衡弹性预算。2020年，SGIP取消户用项目申请费，并放宽了项目能效审计的要求。经过二十年的发展，SGIP的目标从降低能耗峰值负荷转变为减少温室气体排放，主要补贴对象也从分布式发电拓展至储能。图美国加州SGIP政策发展脉络时间发布方政策内容 2000年 AB 970 为应对加州能源危机，要求发展分布式发电 2001年 CPUC D.01-03-0073 响应AB 970，SGIP启动，用于补贴分布式发电技术 2003年 AB 1685 延长SGIP至2007，针化石燃料补贴建立了排放和效率要求 2006年 AB 2778 延长SGIP至2011，规定仅风能与燃料电池可享受SGIP 2009年 SB 412 将SGIP延长至2015，由CPUC确定分布式能源，以达到温室气体（GHG）减排目的，储能被纳入补贴范围。2010年至2011年，每年向SGIP提供8300万美元预算 2011年 AB 1150 将SGIP首要目标从减少能源峰值符合更改为减少GHG排放。 2014年 SB 861、AB 1478 将SGIP管理延长至2020年，更改了项目结构以及激励水平，将75的总激励预算分配给储能技术 2016年 AB 1637 要求CPUC加倍筹集SGIP资金，直至2019年。 2017年 CPUC D.17-04-017、17-10-004 接受ITC并调整对储能的补贴。SGIP平衡预算建立 2018年 SB 700 将SGIP延长至2024年，重新设计了平衡预算的补贴水平 2019年 CPUC D.19-09-027 SGIP平衡弹性预算建立 2020年 CPUC D.20-01-021、20-02.002 向SGIP注入6.75亿美元资金以补贴储能项目，并要求自2020年至2024年逐年为SGIP筹集1.66亿美元。取消户用项目申请费，取消能效审计纸质文件的提交，由主办客户确认项目能效 2022年 CPUC SGIP为电热泵热水器提供额外激励措施 14 分区域看-加州SGIP补贴主要针对工商业、户用储能，对大型储能的补贴有所削减数据来源SGIP Handbook（2021），energy tool base，SGIP官网，天风证券研究所 现阶段的SGIP补贴由普通预算、平衡预算及平衡弹性预算三大独立部分构成。普通预算中针对不同规模储能进行分轮次的补贴，补贴力度随轮次增加而下降，享受ITC的储能项目享受补贴将被削减。平衡预算专门为弱势社区和低收入群体的储能项目提供独立的补贴，补贴水平为0.85/Mh。平衡弹性预算则为高山火威胁区域的储能项目提供补贴，补贴水平高达1/Mh，以达到全额或接近全额的储能安装补贴水平。图新版SGIP激励预算分类（单位美元/Wh）（＄/Wh）第一轮第二轮第三轮第四轮第五轮第六轮第七轮普通预算大型储能（10kW） 0.5 0.4 0.35 0.3 0.25 - - 大型储能（10kW）（申请ITC） 0.36 0.29 0.25 0.22 0.18 - - 户用储能（≤10kW） 0.5 0.4 0.35 0.3 0.25 0.2 0.15 平衡预算弱势社区低收入群体的储能 0.85 平衡弹性预算高山火威胁区域低收入和脆弱的群体储能 1 从补贴削减机制看，2MW以内、0-2小时的储能项目最为受益，超过6MW、6小时的储能项目无法享受补贴。整体看，充电时长越长，则补贴削减比例越大，且无后备存储的储能系统削减比例更大。此外，容量越大则补贴削减比例越大。最后的SGIP激励金额等于基础SGIP补贴金额乘以削减乘数。削减机制补贴乘数针对充电时长（有后备存储） 02h 24h 46h 6h以上 100 100 50 0 针对充电时长（无后备存储） 02h 24h 46h 6h以上 100 50 25 0 针对容量 02MW 24MW 46MW 6MW以上 100 50 25 0 图SGIP补贴削减机制 15 分区域看-德州风电占比较高，对储能的需求主要在功率型储能数据来源低碳背景下能源系统安全不容忽视（吴厦成等），美国电力市场中需求响应的发展及启示（崔楷舜），天风证券研究所 近15年，德州电力装机结构中煤电占比显著下降，风电占比持续提升， 2020年风电发电占比已达23。2006-2020年，德州燃煤发电占比持续下降，从37下降到18；风电占比持续攀升，从2上升到23。 由于德州风电占比较高，且风电的系统转动惯量较低，德州电力系统对调频的需求逐渐升高，因而也催生了对功率型储能的需求。德州电力市场由ERCOT管理，其新能源占比较高，2019年新能源渗透率最高达到了56.16，若不考虑弃风新能源渗透率可达60。 与加州、PJM区域（采用容量市场机制）不同，德州采用单纯电能量市场的电价机制，电厂不能通过提供富余容量获得收益。容量市场机制中，电厂可以通过承诺保持随时向电网输送电能的能力获取收益（根据美国电力市场经验，容量市场带来的电力成本约为0.011-0.013 /kwh），因而电厂更愿意投资发电机组及储能系统的富余容量。而德州只设计了纯电量交易制度，没有补贴电厂的电容量市场，因此相应的富余装机容量及能量型储能较少。图2006-2020年德州电力装机构成变化趋势 16 分区域看-PJM区域储能主要参与调频市场，但2017年市场规则的修订使增速放缓数据来源PJM，电池中国网，北极星售电网，天风证券研究所  PJM（宾夕法尼亚州-新泽西州-马里兰州）区域的电网互联情况较好，以煤电、天然气发电为主。PJM作为区域性独立系统运营商，负责美国东部大西洋沿岸13个州以及哥伦比亚特区电力系统的运行与管理。发电结构方面，PJM区域靠近美国主要煤、气供应地，以煤炭和天然气发电为主；电网方面，PJM负责约62556英里传输线的地区电网的协调控制，区域内电网互联情况较好；竞争性电力批发市场发展较为成熟，交易品种包括能量市场、容量市场、辅助服务市场、金融输电权市场等；并建有快速调频市场，调频辅助服务竞价规则和付费结算方法完善。  PJM区域的储能主要参与调频市场，但受2017年市场规则修订影响，其后储能增速大幅降低。基于PJM较为成熟的快速调频市场， PJM区域的电池储能大部分由独立发电商（IPP）所有，用于提供调频服务。但2017年，为了控制系统管理问题，PJM修订了市场规则，维持调频服务的能量中性，要求需求响应资源将不再只提供短周期调频服务，储能系统也将被要求延长电网充放电时间。市场规则的修改意味着主要用于调频的储能系统同时需要配置更大的容量和充放电周期，大幅降低了储能的安装增速。三、需求来源2-经济性加速装机需求 17请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 3.1 边际变化ITC政策力度强化电价上涨，经济性有望进一步增加 3.2 经济性测算考虑ITC政策，储能在表前、表后市场均具经济性 3.1 边际变化 18请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 ITC政策力度强化电价上涨，经济性有望进一步增加 19 边际变化122年8月IRA法案出台，其中ITC政策期限延长、力度加强数据来源SEIA，NY Engineers，Inflation Reduction Act，天风证券研究所 2022年8月，美国总统拜登签署了IRA（Inflation Reduction Act）法案，其中对ITC政策进行了更新。从边际变化看，23年开始ITC政策的有效期限得到延长、税收抵免力度进一步加强，美国光伏、储能等项目的经济性有望进一步增强。有效期限进一步延长补贴将持续至2033年而后开始退坡（上一版本2022年已开始退坡）。抵免力度进一步加强1）ITC抵免划分为基础抵免（6/30）额外抵免（2-40）；2）独立储能首次纳入ITC抵免范围。 ➢基础抵免满足现行工资及学徒要求，则23-33年基础抵免由此前22上升至30。更新的ITC政策中，1）1MW以上的光储项目投资抵免基本税率为6，若在现行工资与学徒要求发布后60天内开工建设或满足现行工资与学徒要求可以获得30的税率抵免；2）对于1MW以内项目均给予30的税率抵免。 ➢额外抵免满足以下三种情况可以获得额外抵免，抵免力度进一步增加1）本土制造全部使用美国制造钢铁产品、并满足国产原材料占比40（23年以后逐年提升5至27年的55）的项目，抵免税率2（基础抵免6）或10（基础抵免30）；2）项目位于能源社区（新市场税收抵免规定的）10；3）5MW以下的项目，位于低收入社区或位于印第安保留地的10，满足合格的低收入住宅建筑项目或经济效益项目的20。项目要求基础抵免额外抵免最终抵免额度本土化制造能源社区低收入社区或住宅（5MW以下） 1）1MW以下的项目，或者 2）1MW以上但满足现行工资与学徒要求，或者 3）1MW以上且在现行工资与学徒要求发布后的60天内开工建设 22（2023年） →30 10 10 10或20 30-70 1MW以上但不满足现行工资与学徒要求 22（2023年）→6 2 2 10或20 6-30 表削减通胀法案（IRA）中ITC抵免变化注以上抵免额度至2034年止 20 边际变化22021年以来美国天然气价格持续攀升，22年上半年俄乌冲突加剧价格上涨数据来源EIA，央视网，天风证券研究所 美国天然气价格的高低离不开国内外天然气的供需关系，从历史上看，2005和2008年美国天然气的价格也曾飙升至高位，二者飙升的原因无外乎天然气供需的错配。我们认为，由于2022年天然气供需的不平衡，预计天然气价格也将会同样拉升。 美国天然气价格高涨主要源自国内表前端、国际市场需求量的大幅增加。从国内表前端需求来看，美国电力能源结构重心正在向天然气转移，燃煤发电正在逐步遭到淘汰，加上今年水利发电能力因历史罕见的干旱而减弱，导致美国国内天然气需求进一步飙升。据EIA数据显示，2022年以来各月份相较去年同期均有所提高，其中天然气表前端消费量5月同期增幅达到了13.68，7月同期增幅13.37位居第二，一月增幅也达到了12.23。 从国际市场需求来看，自俄乌冲突爆发后，全球许多国家，尤其是欧洲加速进口美国天然气，以保证冬季能源安全，美国因此在上半年一跃成为全球最大的液化天然气（LNG）出口国。2022年2月24日，俄罗斯决定展开特别军事行动，美国天然气3月的出口量随即飙升到了638bcf，创下了史前最高。图天然气表前端消费量图美国天然气出口量图美国历年天然气价格走势图 21 边际变化2天然气价格居高不下拉升电价，加州、德州20年底以来电价涨幅40左右数据来源EIA，天风证券研究所 电价随天然气价格增长而提升，储能或将更具经济性。目前美国天然气供给偏紧的局面持续演进，我们预计天然气价格将在较长一段时间内保持在高位。天然气是美国主要的发电及供暖能源之一，2021年天然气发电占美国发电总量的38左右，故美国电价受天然气价格的影响较大，天然气价格持续走高拉升电价，储能的经济性或将凸显。 20年底21年初起，美国天然气价格持续走高，由之前2020年11月低点的3.09美元/千立方英尺持续升至2022年6月的8.22美元/ 立方英尺，涨幅高达166；高企的天然气价格相应拉升电价，全美、美国加州、美国德州平均电价均持续上涨，分别由2020 年11月的10.37/17.26/8.03美分/千瓦时升至2022年6月的13.28/24.19/11.21美分/千瓦时，涨幅分别为28/40/40，其中加州和德州电价涨幅较全美平均电价更为显著。图美国天然气价格与电价走势对比图图2021年美国发电结构 38.30 21.80 18.90 6.30 13.80 0.90 天然气煤电核电水电可再生能源（除水电）石油及其他 3.2 经济性测算 22请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明考虑ITC政策，储能在表前、表后市场均具经济性 3.2.1 表前市场 23请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 ⚫ 边际变化ITC政策力度加强，可抵税范围及比例均有增加 ⚫ 发电侧PPA电网侧辅助服务，我们测算经济性均好于天然气机组 ⚫ 投资机会美国、国内系统集成商及相关供应链公司有望受益 24 边际变化表前端ITC政策强化，有望助力光储及独立储能项目需求持续增长数据来源SEIA，NY Engineers，Inflation Reduction Act，天风证券研究所 2022 2023 2024 2025-2032 2033 2034 2035 IRA出台前基础抵免 26 22 10 10 10 10 10 能源至少75来自太阳能的电池储能系统才能补贴 IRA出台后 1MW以上且满足现行工资与学徒要求或在现行工资与学徒要求发布后的60天内开工建设基础抵免 30 30 30 30 30 22.5 15 本土化制造 10 10 10 10 10 10 10 能源社区 10 10 10 10 10 10 10 低收入社区（针对 5MW以下项目）低收入社区或部落土地 10 10 10 10 10 7.5 5 合格低收入住宅或经济效益项目 20 20 20 20 20 15 10 1MW以上未在现行工资与学徒要求发布后的60天后开工建设，且未满足现行工资与学徒要求基础抵免 6 6 6 6 6 4.5 3 本土化制造 2 2 2 2 2 1.5 1 能源社区 2 2 2 2 2 1.5 1 低收入社区（针对 5MW以下项目）低收入社区或部落土地 10 10 10 10 10 7.5 5 合格低收入住宅或经济效益项目 20 20 20 20 20 15 10 独立储能税收抵免只要商用电池系统的容量大于等于5kWh就可以进行满补贴率补贴（30）表IRA出台前后表前端（1MW以上）ITC政策变化 美国通胀削减法案（IRA）加强了表前端ITC政策力度1）首次提出，5KWh以上的独立储能也可享受税收抵免（2023年起）；2）对于满足一定条件的大储项目，2023年起的税收抵免比例由IRA出台前的22增至最低30最高70（基础抵免30额外抵免10- 40）。ITC加码有望助力光储（增量市场）及独立储能（增量存量市场）项目持续增长。 25 边际变化ITC税收抵免分别为0/22/30时，储能的LCOS分别为108/86/78/MWh 图发电侧储能经济性测算数据来源Advances in Intelligent Systems and Computing（Janusz Kacprzyk等），基于动态参数响应模型的动力锂离子电池循环容量衰减研究（蒋跃辉等）， BNEF，NREL，Wood Mackenzie，阳光储能工匠公众号，前瞻经济学人，索比储能网，天风证券研究所 在测算储能成本的LCOS时，我们的核心假设包括 储能电站配比1MW/4MWh；循环寿命6000次、年运营天数365 天，每天满充满放一次，对应使用年限16.4年；电站投资总额 11.03亿美元，运维成本为投资总额的1/年。 我们将ITC税收抵免力度分为三个维度，根据LCOS的计算公式测算 IRA新政落地前后的储能经济性边际变化，从计算结果看 对新能源配储项目以现行ITC税收抵免政策（23年为22），计算储能LCOS为86/MWh；新版ITC税收抵免政策（以基础抵免23年 30计算），储能LCOS下降至78/MWh。 对独立储能项目以现行ITC税收抵免政策（23年为0），计算储能LCOS为108/MWh；新版ITC税收抵免政策（以基础抵免23年 30计算），储能LCOS下降至78/MWh。图发电侧储能经济性测算的核心假设及计算结果（按照ITC为30计算）参数类型参数名称设置值储能电站参数功率MW 1000 4H-储能规模MWh 4000 年运营天数天 365 电池效率 95 锂电池充放电深度 90 锂电池衰减率 2.0 残值率 5 循环次数 6000 使用年限 16.44 贴现率 6 成本测算电站单位投资成本（/kwh） 275.7 电站投资总额 11.03亿运维成本（/KW*yr） 11 图不同ITC抵免力度下（0/22/30），储能的LCOS LCOS计算公式 ITC抵免比例 0 22 30 不同ITC比例测算的 LCOS结果（美元 /MWh） 107.5 86.1 78.3 图根据相应假设和公式测算的不同ITC抵免比例下，储能的LCOS 平准化储能成本初始投资成本 n 1年数