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时间：2022-10-21 09:50:08来源：融易新媒体
【核心观点】
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。
【正文】
1. 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，yoy+237%/+198%，22H1延续高增态势，新增装机规模达5.9GWh，yoy+161%。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%，yoy+190%/+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。
数据来源：CNESA全球储能项目库，EIA，Wood Mackenzie，wind，天风证券研究所
2.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%。
3.需求来源2—经济性加速装机需求提升：
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，融易新媒体，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：
