储能行业报告之二：户用储能需求高景气，全球市场多点开花--中银证券.pdf-solarbe文库

资源描述：

电力设备 | 证券研究报告行业深度 2023 年 4 月 3 日强于大市公司名称股票代码股价评级德业股份 605117.SH 人民币 257.96 增持派能科技 688063.SH 人民币 245.50 增持资料来源 Wind，中银证券以 2023年 3 月 31日当地货币收市价为标准相关研究报告电力设备与新能源行业 4月第 1周周报 20230402 氢能行业系列报告之一 20230330 风电设备行业动态点评 20230328 中银国际证券股份有限公司具备证券投资咨询业务资格电力设备证券分析师李可伦 862120328524 kelun.libocichina.com 证券投资咨询业务证书编号 S1300518070001 联系人许怡然 yiran.xubocichina.com 一般证券业务证书编号 S1300122030006 储能行业系列报告之二户用储能需求高景气，全球市场多点开花户用储能需求高景气，全球市场多点开花。我们认为当前储能需求持续向好，且由于户用光储系统具备一定 ToC 属性，提前布局全球销售渠道的头部厂商有望更加受益；维持行业强于大市评级。支撑评级的要点  欧洲市场经济性驱动下，户用储能需求持续旺盛 2022 年受居民用电价格大幅上涨的催化，欧洲地区户用储能新增装机量实现跃升。尽管当前欧洲政府已出台 “暴利税 ”干预能源价格，且天然气价格出现下行趋势，但我们认为上述情况对欧洲批发电价的影响均相对有限。这主要是因为，暴利税出台主要用于限制极端非理性电价，限价后业主平均度电收入仍处高位；而天然气价格的有效控制则是当地政府积极增加储量、限制用量的结果，由于北溪天然气管道维修仍需时间，我们认为欧洲天然气供需关系尚且无法支撑气价持续低位运行。此外，即便假设批发电价下行，欧洲居民电价在市场化交易机制下仍由供需关系决定，而非是简单的成本加成定价方式。因此我们预计欧洲居民电价仍将维持在相对高位，可以支撑户用光储系统的经济性。在此情况下，欧洲户储需求有望持续旺盛， 2023 年新增装机量或实现 13GWh。  美国市场备电需求打开户用储能市场空间尽管净电量计量政策的推行削弱了美国市场户用储能的经济性，但由于停电断电事件频发，美国居民对用电安全性、独立性有较强诉求，在此背景下户用储能系统对于美国居民而言，更具有一重 “家用电器 ”属性。展望未来，除能源安全诉求之外，净电量计量政策的逐步退坡与各州户用储能补贴政策的出台亦有望共同推动美国户用储能需求上量。考虑到当前美国户储规模仍然较小，我们预计其需求增速仍将维持高位， 2023 年市场空间有望达到 4GWh。  全球市场储能需求多点开花欧美等主要市场之外，全球各国户用储能市场亦受到不同因素驱动。澳大利亚屋顶光伏发展迅速，其发电量已占比达到全国总发电量的 8.1，消纳问题也因此日益凸显，而安装户用储能或成为有效解决方案之一，我们判断澳大利亚新增光伏配储比例有望保持在较高水平，带动户储需求向好。而南非市场缺电问题凸显，急需加大电力与储能投资，根据世界银行预测，南非储能电池累计装机量有望在 2020-2030 年间实现 30-55 倍增长。受益于前述市场的蓬勃发展，我们预测 2023 年全球装机有望达到 35GWh 左右，同比增长约 94；而长期来看，储能是支撑清洁能源装机上量的必要前提条件，因此其潜力较大， 2023-2025 年全球储能装机预计持续向好，新增装机 CAGR有望达到 57。投资建议  户用储能需求高景气，全球市场多点开花。欧洲市场在家用光储系统经济性的驱动下，需求持续旺盛；备电需求打开美国户用储能市场空间，由于基数相对较小，需求增速短期有望维持高位；澳洲屋顶光伏市场成熟，但消纳问题相对严重，户用储能成为主要解决方案之一，光储配套率预计相对较高；南非等新兴市场则急需新能源与储能助力解决缺电问题。我们据此判断 2023 年全球户用储能需求或达 35GWh，同比增长约 94。 2023-2025 年全球储能装机持续向好，年均装机或达到 57GWh，新增装机量 CAGR有望达到 57。我们认为当前储能需求持续向好，且由于户用光储系统具备一定 ToC 属性，提前布局全球销售渠道的头部厂商有望更加受益，推荐户用光储环节头部企业派能科技、德业股份、固德威、锦浪科技、阳光电源、鹏辉能源，建议关注禾迈股份、昱能科技、科士达等。评级面临的主要风险  国际贸易摩擦风险、需求增长不及预期风险、价格竞争超预期、原材料成本价格上涨或供应不足风险、技术变革风险。 2023 年 4 月 3 日储能行业系列报告之二 2 目录欧洲市场经济性驱动下，户用储能需求持续旺盛 . 5 高电价成为欧洲户储发展催化剂 5 暴利税限制与气价回落并未抑制欧洲户储经济性 . 7 需求高增长态势有望延续 . 9 美国市场备电需求打开户用储能市场空间 11 NEM 大背景下，备电需求带动美国户储市场空间 .11 NEM 退坡与储能补贴或成为户储需求增长新驱动 13 当前基数相对较小，需求增速预计维持高位 . 15 全球市场储能需求多点开花 17 澳大利亚户用储能成为消纳问题的主要解决方案之一 17 南非急需新能源与储能助力解决缺电问题 . 18 全球欧美市场为装机主力，各地区需求驱动因素多样 19 投资建议 . 20 风险提示 . 21 德业股份 23 派能科技 31 2023 年 4 月 3 日储能行业系列报告之二 3 图表目录图表 1.欧洲户用储能新增装机量 . 5 图表 2.欧洲 PPA 电价 . 5 图表 3.德国居民电价构成（以年用电量 3500kWh 的家庭电费标准为参考） . 6 图表 4.2021 年欧洲电力交易所交易电量构成 6 图表 5.欧洲期货交易市场最优顺序价格出清机制 7 图表 6.欧洲天然气商品价格 7 图表 7.欧盟各国暴利税征收税率 . 8 图表 8.2020-2022 年欧洲天然气商品价格 . 8 图表 9.2020-2022 年欧洲 27 国天然气消耗量 . 8 图表 10.欧洲户用光储系统投资回收期与 IRR 弹性测算 . 9 图表 11.欧洲主要国家户用光储鼓励政策 . 9 图表 12.欧洲储能市场空间测算 . 10 图表 13.美国各州净电量计量方式 . 11 图表 14.美国户用储能新增装机量 . 11 图表 15.美国大面积停电事故 . 12 图表 16.特斯拉美国户储主要卖点 . 12 图表 17.美国户用储能 2019 年底累计装机量 . 13 图表 18.美国户用光储系统 IRR 13 图表 19.美国及部分典型地区户用光伏配储比例 14 图表 20.美国户用光储系统 IRR（假设各州余电上网电价全部变为避免的成本，约 0.04 元 /kWh） 14 图表 21.各地区储能补贴情况 . 15 图表 22.各地区容量补贴、初装补贴力度对含储能系统 IRR 提升作用弹性测算 15 图表 23.美国户用储能市场空间预测 . 16 图表 24.2023E 美国户用储能市场分布 . 16 图表 25.2010-2021 年澳大利亚年新增光伏装机情况 17 图表 26.澳大利亚各州政府碳减排目标与措施 18 图表 27.2020-2030 年南非储能新增装机情况 . 18 图表 28.典型风光发电出力曲线及用电负荷曲线 19 图表 29.2023-2025 年全球储能市场空间测算 . 19 图表 30.报告中提及上市公司估值表 . 22 图表 31.德业股份发展历史 24 图表 32.德业股份股权结构图（截至 2022 年 9 月 30 日） 24 图表 33.2017-2022 年德业股份收入情况 . 25 图表 34.2017-2022 年德业股份归母净利润情况 . 25 图表 35.2017-2022Q3 德业股份盈利能力 25 2023 年 4 月 3 日储能行业系列报告之二 4 图表 36.2022H1 德业股份收入结构 . 25 图表 37 德业股份产品矩阵 . 25 图表 38.2022H1 公司逆变器细分销量 . 26 图表 39.2021H1-2022H1 公司逆变器产品细分销量 . 26 图表 40.2018-2022H1 公司与行业其他企业逆变器业务收入同比增速对比 26 图表 41.2021 年公司与行业其他企业单台逆变器价格和毛利率对比 27 图表 42.公司与行业其他企业销售费用率对比 27 图表 43.公司与行业其他企业期间费用率对比 27 图表 44.德业股份海外经销商统计 . 27 图表 45.德业股份营业收入与毛利率预测 . 28 图表 46.德业股份可比上市公司估值比较 . 29 图表 47.公司发展历程 32 图表 48.公司主要产品情况 32 图表 49.派能科技股权结构图（截至 2022 年 9 月 30 日） 32 图表 50.2017-2022 年公司营业收入情况 . 33 图表 51.2017-2022 年公司归母净利润情况 . 33 图表 52.2017-2022Q3 公司主营业务毛利率情况 33 图表 53.公司境外销售收入占主营业务收入的比重 33 图表 54.2023-2025 年全球储能市场空间测算 . 34 图表 55.公司主要布局区域及对应合作客户 . 34 图表 56.家储电池充放电循环表现 . 35 图表 57.公司海外主要客户基本信息 . 36 图表 58.公司大型储能电池系统产业链示意图 36 2023 年 4 月 3 日储能行业系列报告之二 5 欧洲市场经济性驱动下，户用储能需求持续旺盛高电价成为欧洲户储发展催化剂电价上涨催化 2022 年欧洲户储装机跃升 2022 年以来，受到地缘冲突下各国相互制约的影响，欧洲陷入能源紧缺局面，天然气价格高位运行带动电价快速上涨，根据可再生能源交易基础设施提供商 Level Ten Energy的数据， 2022 年可再生能源购电协议新签价格最高超过 65 欧元 /MWh，相比往年约 45 欧元 /MWh 的价格中枢有明显涨幅。在此背景下，得益于高电价差带来的经济性提升，欧洲户用光储系统经济性大幅提升，我们在 0.6 欧元 /kWh 的居民电价水平下测算（假设贷款比率 50，贷款利率 3.60，光伏系统成本 2.50 欧元 /W，储能系统 1.00 欧元 /W，不考虑峰谷价差），户用光储系统 IRR 可达到 18.52，投资回报周期约 5.04 年，项目经济性明显且优于纯光伏系统，若进一步考虑峰谷价差，户用光储系统经济性则还有望进一步提升。因此，欧洲户用储能市场规模在 2022 年开启翻倍式增长，在 2021 年新增装机约 2.29GWh 的基础上，预计 2022 年欧洲有望实现接近 7GWh 的新增户储装机，同比增长近 200。图表 1.欧洲户用储能新增装机量图表 2.欧洲 PPA 电价资料来源 Solar Power Europe，中银证券资料来源 Level Ten Energy，中银证券批发电价上行是推动居民电价上涨的直接原因拆分居民电价结构，批发电价的上涨是推动本轮欧洲居民电价升高的主要原因。以德国为例，根据当地能源和水工业协会的统计， 2021 年至 2022 年下半年，德国典型家庭的居民电价由 32.16 欧分 /kWh 上涨至 40.07 欧分 /kWh，涨幅为 24.60；其中批发电价由 7.93 欧分 /kWh 上涨至 20.64 欧分 /kWh，涨幅为 160.28，是驱动本轮电价的上涨主要推手；而可再生能源附加的取消一定程度对冲了批发电价的上涨，其余费用与附加则基本保持稳定。 0 5 0 1 0 0 1 5 0 2 0 0 2 5 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 2 0 1 5 2 0 1 6 2 0 1 7 2 0 1 8 2 0 1 9 2 0 2 0 2 0 2 1 2 0 2 2 E 新增装机量同比增速（ GW h ） 40 45 50 55 60 65 70 2 0 2 0 Q2 2 0 2 0 Q4 2 0 2 1 Q2 2 0 2 1 Q 4 2 0 2 2 Q2 2 0 2 2 Q4 PPA 指数（欧元 /MW h ） 2023 年 4 月 3 日储能行业系列报告之二 6 图表 3.德国居民电价构成（以年用电量 3500kWh 的家庭电费标准为参考）资料来源 BDEW，中银证券场外交易与期货交易是欧洲主要电力交易方式，但 EPEX 日前交易电价主导价格整体走势欧洲市场电价主要在场外交易与期货交易过程中形成。根据德国能源公司 E.ON 的数据，欧洲的场外电力合约交易量占比超过 75，这类交易方式由电力卖家与买家直接谈判价格并签订购买合同，但由于电力贸易商这一套利者的存在，场外与场内交易价格通常并无较大差异。而在能源交易所成交电量中，以 2021 年的统计数据为例， EEX 期货交易电量占到场内交易电量的 80.6， EPEX 日前交易量占比为 8.8。尽管期货交易电量占比更大，但其定价周期较长，而日前交易的价格实际上是期货市场、场外合约定价的参考基础，因此日前交易价格很大程度决定了欧洲批发电价的走势。最优顺序价格出清机制是推动居民电价上涨的催化剂我们认为，尽管 EPEX 日前交易电量占总场内成交电量的比例不足 10，但作为期货市场、场外合约定价的参考基础，它在很大程度上左右了欧洲批发电价的走势。由于这一市场的成交价格采用了最优顺序价格的出清机制，因此其统一成交价格为最高的可成交报价，在能源紧缺背景下，化石能源成本提升带动传统火力发电机组所发电量报价提升，进一步推高了批发电价水平。图表 4.2021 年欧洲电力交易所交易电量构成资料来源 Tech for Future，中银证券 0 50 1 0 0 1 5 0 2 0 0 2 5 0 3 0 0 3 5 0 4 0 0 4 5 0 2 0 2 1 2 0 2 2 H2 其他附加费电力税可再生能源附加费特许经营费增值税电网费批发电价（欧元 /MW h ） 80.6 8.8 2.2 8.5 EEX 期货交易 EPEX 日前交易 EPEX 日内交易 N or dpool 交易 2023 年 4 月 3 日储能行业系列报告之二 7 欧洲日前交易市场针对不同电力品种形成一致出清价格，低边际成本发电方式可获得超额利润 EPEX 日前交易采用择优顺序机制确定成交电价，出清价格为电力需求曲线与供给曲线的交点。具体来说，尽管清洁能源发电、核电、燃煤发电、燃气发电的边际成本依次升高，但不同电力品种所发的电量均可以按照电力供需平衡点上所确定的统一价格成交。通常，这一出清价格对应着传统火力发电品种的报价，因此在能源相对紧缺、天然气等能源价格上行的背景下，批发电价有所上行，可再生能源亦可获得更高的超额利润。图表 5.欧洲期货交易市场最优顺序价格出清机制资料来源 BDEW，中银证券图表 6.欧洲天然气商品价格资料来源世界银行， Wind，中银证券暴利税限制与气价回落并未抑制欧洲户储经济性欧洲政府征收 “暴利税 ”干预电价鉴于能源危机导致终端用户能源成本大幅上涨，欧洲政府亦开始采取行动限制电价， 2022 年 9 月欧盟发布紧急干预能源价格预案，提出 ① 减少用电需求，要求各成员国减少 5的高峰用电量、 10的总用电量； ② 对低成本机组设定 0.18 欧元 /kWh 的市场化交易电价上限（低成本机组包括使用风力、光伏、光热、地热、水力、生物质、垃圾、核能、褐煤发电的机组）； ③ 对于 2022 年应税利润超过过去三年平均利润 20的石油、天然气、煤炭、精炼行业的企业，政府将对其 2022 年超额利润（超过 20的部分）进行征税，比例不低于 33。由于最终 “暴利税 ”的具体征收方案由各国自行决定，已有十余个欧盟国家亦提出差异化方案限制过高电价。我们认为，这一政策实际上只是对极端情况下的电价进行了价格限制，提案已针对 2022 年 1-8 月电价进行 0.18 欧元 /kWh 的限价模拟测算，得到限价后业主平均收入为 0.15 欧元 /kWh 左右。 0 10 20 30 40 50 60 70 80 2 0 1 9 /1 2 0 1 9 /6 2 0 1 9 /1 1 2 0 2 0 /4 2 0 2 0 /9 2 0 2 1 /2 2 0 2 1 /7 2 0 2 1 /1 2 2 0 2 2 /5 2 0 2 2 /1 0 （美元 /百万英热单位） 2023 年 4 月 3 日储能行业系列报告之二 8 图表 7.欧盟各国暴利税征收税率国家征收税率希腊 90 德国 90 罗马尼亚 80 杰克 40/50/60 斯洛伐克 50 奥地利 40 比利时 38 意大利 25 英国 25 波兰 5 西班牙 1.2/4.8 资料来源 Tax Foundation， Energy Trend，中银证券天然气价格下行或带动欧洲批发电价暂时回落，但天然气供需关系或许导致气价无法长期维持低位自 2022 年 9 月以来，根据世界银行数据显示，欧洲天然气价格从 70.04 美元 /百万英热单位的峰值进入下降通道， 2022 年 12 月，其价格已降至 36.04 美元 /百万英热单位，但仍是 2020 年同期天然气价格的 6 倍有余。我们认为，天然气价格的有效控制是当地政府积极增加储量、限制用量的结果，从当前价格走势来看，欧洲天然气危机似乎已经逐步得到解决。但结合 2022 年欧洲 27 国天然气消耗量数据观察， 2022 年 1-11 月，欧洲 27 国各月天然气消耗量同比下滑幅度从 -5到 -27不等，除去暖冬天气影响，我们认为供给紧张、价格高企以及政府对用电量的控制也在一定程度上抑制了当地天然气需求，部分与天然气相关的生产生活活动并非处在正常开展状态，因此这一价格的回落或许并不能够反映欧洲天然气的真实供需关系。考虑到北溪天然气管道的维修至少需要半年到一年工期，在此期间欧洲天然气供应量或较难恢复到以往水平以满足当地居民的正常消耗，我们判断，欧洲天然气危机真正得到合理解决或许需要更长时间。图表 8.2020-2022 年欧洲天然气商品价格图表 9.2020-2022 年欧洲 27 国天然气消耗量资料来源世界银行， Wind，中银证券资料来源 Eurostat，中银证券尽管暴利税限制与气价回落有利于降低批发电价，但居民电价仍由供需关系决定我们认为，上述暴利税限制与气价回落均会在一定程度上降低欧洲市场的电力批发价格，但欧洲市场不同于国内市场，居民电价走势依然由供需关系决定。如若电价上限政策削弱了企业发电经济性与积极性，或天然气供应量无法满足正常发电消耗，电力市场将呈现出供不应求状态。在此背景下，即便成本端得到有效控制，欧洲居民用电的价格或仍将在市场化交易的规则下出现进一步上浮，居民电价与批发电价价差或从当前 0.2-0.3 欧元 /kWh 的基准上拉大，终端电价或仍处在 0.4 欧元 /kWh 以上的较高水平。 - 1 0 0 0 1 0 0 2 0 0 3 0 0 4 0 0 5 0 0 6 0 0 7 0 0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 1 月 2 月 3 月 4 月 5 月 6 月 7 月 8 月 9 月 10 月 11 月 12 月（增速）美元 /百万英热单位 2 0 2 0 2 0 2 1 2 0 2 2 2022 年同比变化 - 3 0 - 2 5 - 2 0 - 1 5 - 1 0 - 5 0 0 . 0 0 . 5 1 .0 1 . 5 2 . 0 2 . 5 1 月 2 月 3 月 4 月 5 月 6 月 7 月 8 月 9 月 10 月 11 月 12 月（增速）百万太焦耳 2 0 2 0 2 0 2 1 2 0 2 2 2022 年同比变化 2023 年 4 月 3 日储能行业系列报告之二 9 光储系统在 0.4 欧元 /kWh 的终端电价水平上仍具备经济性我们在晚间用电量占比 60，贷款比率 50，贷款利率 3.60，光伏系统成本 2.50 欧元 /W，储能系统成本 1.00 欧元 /W，不考虑峰谷价差的前提假设下，对欧洲户用光储系统经济性进行了弹性测算，发现在 0.40 欧元 /kWh 及以上的居民用电价格水平下，光储系统经济性已开始超越纯光伏系统， IRR 达到 6.5，投资回报周期约 10.28 年，若进一步考虑峰谷价差，户用光储系统经济性则还有望进一步提升。因此我们判断，上述暴利税政策与天然气价格回落等因素并不影响欧洲家庭安装户用光储系统的经济性，当地需求高增长趋势仍有望延续。图表 10.欧洲户用光储系统投资回收期与 IRR 弹性测算资料来源 Ecowatch， Solarquotes， CEIC，北极星电力网，中银证券注本模型测算结果不考虑峰谷价差需求高增长态势有望延续 2023 年欧洲户用储能装机量有望实现 13GWh，同比增速接近翻倍基于前述分析，我们认为气价回落与暴利税政策均未影响欧洲户用储能系统的经济性。同时，在经历过欧洲能源危机后，居民已经形成对户用光储系统的认知和消费习惯，户用储能渗透率有望继续提升。此外，在政策层面，德国减免户用储能增值税、意大利储能税收抵免额度退坡等利好亦将持续支持需求快速提升，我们测算 2022-2023 年户用储能装机量有望分别达到 6.72GWh、 13.33GWh，同比增长 289.02、 98.33。图表 11.欧洲主要国家户用光储鼓励政策时间政策内容欧盟 2019 Clean Energy Package 2019/943 与 2019/944 法令提出，大力支持家用储能市场发展，消除发展中可能存在的财务障碍德国 2013 光储补贴计划启动 “光伏储能 ”补贴计划，总额 3000 万欧元， 2018 年到期 2019 德国可再生能源法将户用储能支付税费的装机容量上限从 10kW 提升至 30kW 2021 2022 年度税收法案 1.单户住宅或商业建筑上，不超过 30kW 的光伏系统将免征所得税； 2.多户住宅或和混合用途建筑上，每个居民单元或商业单元不超过 15kW 的光伏系统将免征所得税，但每个纳税人最高仅有 100kW 的免征额度； 3.对安装于私人住宅、公共建筑或其他用于满足公共利益的建筑上的光伏、储能系统，或这些建筑附近的光伏、储能系统，不再对其购买、进口和安装征收增值税。瑞典 2016 户用储能补贴计划为家用储能提供补贴，可覆盖 60的安装费用，最高达 5400 意大利 2020 Ecobonus 家用储能设备税收减免 110， 2023-2025 年补贴逐步退坡至90/70/65。资料来源国际太阳能光伏网，中银证券 - 5 0 5 1 0 1 5 2 0 2 5 3 0 5 0 5 10 15 20 25 30 0 . 3 0 0 0 . 3 5 0 0 . 4 0 0 0 . 4 5 0 0 . 5 0 0 0 . 5 2 5 0 . 5 5 0 0 . 5 7 5 0 . 6 0 0 0 . 6 5 0 0 . 7 0 0 0 . 7 5 0 含储能 P B P 不含储能 P B P 含储能 I R R 不含储能 I R R 投资回收期（年） I R R 居民电价（欧元 /k W h ） 2023 年 4 月 3 日储能行业系列报告之二 10 图表 12.欧洲储能市场空间测算 2021 2022E 2023E 2024E 2025E 新增光伏储能配比 40 60 70 73 75 功率配比 30 35 40 43 45 储能时长 2 2 2 2 2 欧洲光伏装机量（ GW） 28.79 50.00 70.00 95.00 120.00 增速 33.93 73.67 40.00 35.71 26.32 户用光伏装机占比 25 32 34 38 41 户用光伏装机量（ GW） 7.20 16.00 23.80 36.10 49.20 增速 59.44 122.30 48.75 51.68 36.29 户用储能装机量（ GWh） 1.73 6.72 13.33 22.66 33.21 增速 218.87 289.02 98.33 70.04 46.53 资料来源国际太阳能光伏网，中银证券 2023 年 4 月 3 日储能行业系列报告之二 11 美国市场备电需求打开户用储能市场空间 NEM 大背景下，备电需求带动美国户储市场空间美国广泛采用净电量计量（ NEM）模式，削弱加装户用储能的经济性自 1983 年明尼苏达州最早通过净电量计量法案之后，美国各州也陆续采用了净电量计量方式，允许分布式发电用户将多余的电量送回电网，并按照送回电量转换为度电积分，供其在分布式发电能力无法满足用电需求时使用。这一政策充分保障了分布式光伏系统的利用小时数，是激励早期美国居民安装光伏发电的重要利好政策之一。目前，全美共有 46 个州采用净电量计量方式鼓励居民安装户用清洁能源，其中 12 个州采用全额净计量的方式，每并网 1 度电即可获得 1 度电的积分，用以抵消其他时间段的用电需求；其余 34 个州采用非全额净计量的方式，电网以一定折扣的居民用电价格或避免的成本（电力公司不必生产该电量节省的成本）计算上网电量的价值，并在后续的电费账单中扣除。我们认为，在全额净电量计量的情境下，电网成为户用光伏系统的 “储能方式 ”，承担消化超发电量、供应用电缺口的作用，此时安装储能系统对于户用光伏业主而言属于纯成本项；在非全额净电量计量的情境下，储能系统可通过上网 /用电价差套利的方式增厚收益，但项目经济性将取决于价差高低，若电网的收购电价相对较高，则安装储能仍不具备经济性。因此，尽管 NEM 政策对美国各州的户用光伏发展起到了积极促进的作用，但也同时削弱了当地户用储能经济性，因此美国户储新增装机量绝对值相对偏低。图表 13.美国各州净电量计量方式净计量方式采用该计量方式的州数无净电量计量 4 非全额净电量计量 34 全额净电量计量 12 资料来源 DSIRE， Energy Sage，中银证券图表 14.美国户用储能新增装机量资料来源 American Clean Power Association， Wood Mackenzie，中银证券保障用电安全拉动美国户用储能需求从用电安全角度考量，根据美国能源部统计，美国电网系统超过 70的部分已经建成 25 年以上，系统老化较为明显，难以抵抗极端天气。同时美国电网大部分线路、变电站都属于私营公司，东部、西部、得克萨斯三大区域电网里， 500 多家电网运营公司各占山头，无法形成统一调度。在 2021 年能源大州得州也经历了暴风雪造成的电价暴涨与大面积停电之后，居民对用电可靠性的需求大幅提升，更多用户倾向于将自家电力系统独立于电网之外运行，户用储能需求也随之提高。 0 2 0 4 0 6 0 8 0 1 0 0 1 2 0 0 . 0 0 . 2 0 .4 0 . 6 0 . 8 1 . 0 1 . 2 1 . 4 1 . 6 1 .8 2 . 0 2 0 1 7 2 0 1 8 2 0 1 9 2 0 2 0 2 0 2 1 2 0 2 2 E （增速）新增装机量同比增速（ GW h ） 2023 年 4 月 3 日储能行业系列报告之二 12 图表 15.美国大面积停电事故年份大面积停电事件 1965 年东北部 7个州突然断电 1977 年纽约大停电 1996 年西部多个州两次大停电 1998 年东部大停电 2003 年美加联合电网大停电 2005 年美加联合电网大停电 2014 年东北部大停电 2019 年纽约大停电 2021 年得州大停电资料来源北极星售电网，中银证券图表 16.特斯拉美国户储主要卖点资料来源特斯拉官网，中银证券出于用电可靠性考虑，用户对经济性要求有所放松我们分析美国户储各州累计装机情况，并测算了各地光储系统经济性，发现美国的储能装机量主要集中于加利福尼亚州、夏威夷州、得克萨斯州、亚利桑那州、犹他州、康涅狄格州等少数几个地区。通过 IRR 测算我们发现，上述各州的含储能光伏系统投资回报率在美国 50 个州中排名均位于前 10 名，较为靠前，但从数值上分析，犹他州、得克萨斯州、康涅狄格州在晚间用电量占比 60，贷款比率 0，储能系统成本 1.05 美元 /W，不考虑峰谷价差的前提假设下， IRR 均为负数，因此单纯从经济性角度考虑，安装户用光储系统在当地并不划算。我们据此分析，户用储能系统对于美国居民而言还额外具备可以提升用电质量的家用电器属性，在决策是否安装储能系统时，用户并非完全从经济性角度考虑，若价格在其可承受的范围内，部分经济水平相对较强的家庭亦有意愿安装储能系统。 2023 年 4 月 3 日储能行业系列报告之二 13 图表 17.美国户用储能 2019 年底累计装机量资料来源 EIA，中银证券图表 18.美国户用光储系统 IRR 资料来源 DESIREUSA， SEIA， NERL， EIA，中银证券注模型假设晚间用电量占比 60，贷款比率 0，储能系统成本 1.05 美元 /W，不考虑峰谷价差 NEM 退坡与储能补贴或成为户储需求增长新驱动 NEM 逐步退坡或是长期发展趋势，储能配比有望上升尽管 NEM 在扶持户用光伏产业发展上起到了重要作用，但这一政策同样存在弊端。一方面，在全额净计量的地区，光伏发电用户并未承担电力运输成本及电网固定成本，这对无法自行发电的用户而言并不公平；另一方面，伴随新能源发电量在电网中的占比提升，电网的电力调配难度也有所增加，由于清洁能源发电量难以人为控制，电网在实际运行过程中承担了更多消纳成本。因此我们认为，从长期来看，以自配储能取代净电量计量才是保障美国电力体系稳定发展的未来方向，目前美国各州在政策的制定上也有如此考虑，部分地区已经或正在计划逐步取消 NEM。例如光照资源最好的夏威夷州在 2015 年就宣布停止对新安装分布式光伏的业主提供 NEM，在此之后，为充分利用自有光伏系统，夏威夷州的新增户用光伏配储比例从 2016 年不足 1的水平快速提升至 2020 年的约 80，远超其他各州。 2023 年 4 月 15 日起，加利福尼亚州亦计划开始由 NEM 2.0 转为 NEM3.0，余电上网电价将从原先的零售价格降为避免的成本，这一变化或有望提升当地户用光伏配储的经济性，进而提升当地的储能渗透率。 0 20 40 60 80 1 0 0 1 2 0 1 4 0 加利福尼亚州夏威夷州得克萨斯州亚利桑那州犹他州康涅狄格州其他户用储能装机量（ MW ） - 3 0 - 2 0 - 1 0 0 1 0 2 0 3 0 4 0 加利福尼亚州夏威夷州亚利桑那州内华达州犹他州罗得岛州得克萨斯州南卡罗来纳州康涅狄格州俄勒冈州北卡罗来纳州阿拉斯加州佛蒙特州新墨西哥州科罗拉多州马萨诸塞州缅因州密苏里州纽约州马里兰州堪萨斯州蒙大拿州华盛顿州密歇根州爱达荷州新泽西州明尼苏达州新罕布什尔州怀俄明州特拉华州密西西比州俄克拉何马州肯塔基州阿肯色州伊利诺伊州内布拉斯加州佐治亚州威斯康星州南达科他州佛罗里达州北达科他州弗吉尼亚州阿拉巴马州俄亥俄州爱荷华州宾夕法尼亚州路易斯安那州印第安纳州田纳西州西弗吉尼亚州含储能 I R R 不含储能 I R R 2023 年 4 月 3 日储能行业系列报告之二 14 图表 19.美国及部分典型地区户用光伏配储比例资料来源 Berkeley Labs，中银证券 NEM 退坡通常伴随其他辅助政策的出台，稳定光伏安装需求通过测算我们发现，若各州余电上网电价全部转变为避免的成本，含储能光伏系统相比不含储能光伏系统的经济性有所接近，部分地区含储能系统 IRR 可反超不含储能系统 IRR，有望带动储能配比的提升。然而，当前美国户用储能系统主要是作为户用光伏的配套产品使用，因此除光伏配储比率之外，新增户用光伏装机量也是影响美国户储新增装机量的重要因素之一。不可否认， NEM 退坡在一定程度上会对美国户用光伏的经济性产生负面影响，但我们认为，这并不会导致当地户用光伏系统新增安装量出现大幅度萎缩，主要是因为各州政府在 NEM 政策退坡前后一般也会推出相应的配套政策，例如加利福尼亚州已经从 2020 年起强制要求所有新建建筑安装光伏系统。图表 20.美国户用光储系统 IRR（假设各州余电上网电价全部变为避免的成本，约 0.04 元 /kWh）资料来源 DESIREUSA， SEIA， NERL， EIA，中银证券注模型假设晚间用电量占比 60，贷款比率 0，储能系统成本 1.05 美元 /W，不考虑峰谷价差此外，各州推出地方储能补贴，亦将带动需求提升为达成无碳电力目标，美国联邦政府与部分州政府积极推动户用储能发展。联邦层面，拜登政府在 IRA 法案中首次将独立储能纳入 ITC 范围，在此之前，储能必须与光伏配套安装，且在五年内直接从与之配套的光伏系统中获得至少 75的电量时，才能够享受 ITC 税收抵免，这也意味着享受 ITC 退税的储能系统不能执行许多额外的需求套利功能，而 IRA 法案允许电池在享受税收抵免的同时发挥其全部功能，有利于提升储能系统的经济效益，以此刺激更多需求的释放。此外在各州层面，也有部分地区或电力运营商为储能系统提供初装补贴或容量补贴，根据我们的不完全统计与基于美国平均数据的测算，部分地区的补贴或有望帮助当地户用光储系统的 IRR 提升 1 个百分点左右。 - 4 0 - 3 0 - 2 0 - 1 0 0 1 0 2 0 加利福尼亚州夏威夷州亚利桑那州罗得岛州南卡罗来纳州康涅狄格州内华达州新墨西哥州科罗拉多州犹他州密苏里州纽约州阿拉斯加州马萨诸塞州得克萨斯州堪萨斯州佛蒙特州北卡罗来纳州俄勒冈州新泽西州新罕布什尔州怀俄明州特拉华州缅因州南达科他州俄克拉何马州马里兰州密歇根州伊利诺伊州内布拉斯加州阿拉巴马州华盛顿