今天分享的是储能系列深度研究报告：《 ESG电新公用行业美国新能源发展现状 》。（报告出品方：海通国际 ）报告来源于公众：《百家全行业报告》

　　2021年11月，美国发布《迈向2050年净零排放的长期战略》，公布实现2050年碳中和终极目标的时间节点与技术路径。近 年来，太阳能和风电成本的快速下降、联邦和地方的支持政策、以及消费需求增长共同推动了清洁电力加速实施。预计能源系统转型（包括清洁电力、电气化、节能等）总共可以贡献大约45亿吨减排量，约占总排放的70%。

　　自2009年以来，美国煤炭发电比例持续呈下降趋势，逐步被天然气及可再生能源（主要是风电和光伏）所取代。截至2022 年，美国公共事业规模的发电总量高达4.24万亿kWh。其中，天然气为主要能源来源，占比自2021年的37%攀升至40%。同时，可再生能源的发电份额也从2021年的19%上升至22%，首次超越传统煤电所占的20%。

　　新增发电量方面，自2019年以来，天然气发电占比迅速减少，从2018年的57%降至2022年的18%。2022年美国新增发电量 （0.13万亿kWh）中，太阳能和风能占比分别达24%和12%。在美国IRA法案以及全州范围内针对可再生能源的提案推动下， 预计2023年美国电网将新增54.5GW的公用事业规模电力装机，其中，太阳能发电占比达54%。

　　根据EIA预测，到2030年，太阳能发电量占比将超过风电；到2050年，美国可再生能源发电占比将从2022年的22%提升至 44%，太阳能和风能将贡献主要发电量。

　　美国电力消费结构划分涵盖居民、商业、工业和交通领域，截至2022年，各领域占用电比例分别为38.9%、36.3%、26.4%和 0.2%。总体而言，美国电力消费结构保持稳固态势，然而自2000年起，工业用电占比逐渐从31%下降至2022年的26%。

　　目前，美国电力消耗总量保持稳定，预计未来将呈现缓慢增长趋势。2022年美国电力总消耗量达到4.05万亿kWh，创下历史 新高，较1950年用电量的14倍。尽管美国电力需求短期内可能受气候变化等因素影响而出现波动，然而长期需求发展趋势 主要由经济发展所推动，并被能源终端使用效率的提升所抵消。据EIA预测，2022-2050年美国电力总需求将以每年约1%左 右的平均增长率缓慢增长。完整版《ESG电新公用行业美国新能源发展现状》来源于公众号：百家全行业报告 研究报告内容节选如下

　　自2016年以来，天然气发电量已经超过燃煤发电，2022年天然气发电占比达到40%，成为美国最主要的电力来源。据EIA预 测，2023年夏季美国天然气发电量将达到16.7TWh，同比增长3%；2023年美国天然气发电装机容量新增为7.5GW，其中83% 将来自联合循环电厂。

　　随着美国可再生能源发电产能占比不断扩大，美国天然气发电量占比将逐年下降。据EIA预计，2050年天然气发电占比将从 2022年的40%降至21%。

　　美国燃电装机容量大规模退役。美国多数燃煤电厂建于上世纪70-80年代，随着燃电设备的不断老化以及发电方式的转型， 美国的煤电厂逐渐退役。2015-2020年平均退役产能为11.0GW，2022年为11.5GW，预计2023年淘汰8.9GW产能，占年初燃煤 装机量的4.5%。

　　未来燃煤发电占比将持续下降。由于可再生能源占比增长，叠加IRA法案落地，加速了燃煤发电产能下降，并加快燃煤电厂 的退役时间表。预计到2030年，燃煤发电产能将降至当前水平的50%左右，约为116GW，燃煤发电占比降至8.31%。

　　1）光伏系统价格持续下降，促进美国光伏发电装机容量迅速攀升。2022年光伏发电占新增发电量的比例高达46%，呈持续 上升趋势。过去十年中，光伏系统的安装成本已经下降超过50%；2）IRA法案创造巨大增长机遇。未来五年内，预计光伏装 机量预测将比IRA法案推出前提高40%以上。考虑到东南亚组件出口美国仍有近一年的免税期(至24年6月)，叠加5月IRA本地 制造补贴细则落地，预计2023年美国光伏新增装机达到40GW，同比增长100%。

　　自IRA法案通过以来，美国陆上风电项目的新增并网需求持续增加，且未来几年将保持稳定增长态势。预计2030年美国陆上 风电新增装机将突破20GW，美国累计陆上风电装机量将超过220GW，装机增速将超过100%。

　　根据美国清洁能源协会数据，截至2023年5月，美国海上风电总装机容量规划近52GW，已有近50MW的项目装机容量成功 并网，同时，有约51.38GW项目正在开发中。项目主要集中在美国东海岸各州，占比整体规划总装机容量84%。

　　2022年8月，美国通过IRA法案，独立储能首次获得最高70%的投资税收抵免，并延长光储ITC税收抵免政策至2032年。表前 大储是当前的主要趋势，对于满足条件的大储项目，税收抵免比例提升。同时，新能源项目配储比与PPA溢价呈正向线性关 系，更高配储比将获更高PPA溢价，其中可再生能源渗透率高的区域（如加州），溢价更高，储能经济性大幅提升。

　　2022年美国储能新增装机4.80GW/12.18GWh，5年CAGR达80.0%，其中大储新增容量达4.01GW，同比增长34.6%。预计短期 光伏装机的强劲增长将助力储能装机新增，预计2023年大储/储能新增装机量分别为8.9GW/10.5GW，较2022年翻一倍。

　　美国电力系统划分为三大区域电网：东部网、西部网和德州网，三大区域售电量占比分别为73%、19%和8%，主要由私立和 公营电力公司根据自身负荷和电源分布组成的一个个独立电网构成。

　　从地理条件上看，落基山脉阻断了东西电网的直接互联，三个电网通过直流线路非同步链接，德州与东部电网没有直流线路 链接，导致德州在出现极端天气下停电事故频发

　　2021年两党基础设施法案和2022年通胀削减法案（合称IRA-BIL），代表了美国联邦政府对能源系统的现代化和脱碳化的大 规模投资。根据美国国会预算办公室的数据，从2022年到2031年，通过这两部法案授权的整体气候和清洁能源项目、税收 减免以及其他相应激励措施的支持总额将超过4300亿美元。IRA和BIL两种法案组合后，有助于在2030年前推动清洁电力的大 幅增长，同时降低用户侧的消费成本、缓解气候变化并减少电力部门的排放对人类健康的影响。

　　2023年5月，美国环境保护署（EPA）提出了针对燃煤、燃气和燃油发电厂的温室气体排放限制要求。而在今年8月初，美国 4家电网运营商向EPA发表联合评论，认为EPA没有考虑电网维持可靠性所需的调频等各种电网服务，而目前这些服务通常由 化石燃料机组提供。运营商认为此标准可能会损害电网可靠性，导致美国出现严重的电力短缺。

　　美国市场监管体系：FERC（美国联邦能源监管委员会）+NERC （北美电力可靠性委员会）+ PUC（州公用事业委员会）。

　　美国能源部的独立监管机构FERC主要负责监管跨州输电以及批发电力市场。在州层面，每个州政府也设立了州公用事业委员 会，负责监管当地的配电价格以及电力终端用户的价格制定。FREC及州公用事业委员会分别负责电力批发市场和零售市场的 监管。

　　独立市场监测机构MMU负责对除CAISO和SPP区域外的RTO/ISO实施监管和评估，MMU独立于RTO/ISO及市场运行主体并向 FERC和RTO/ISO董事会汇报，主要职责对批发电力市场进行实时检测和调查，定期对电力市场进行评估和汇报。

　　美国电力市场化改革起于FERC Order 888&889 (1996)，无歧视放开输电网络，同时引入ISO (独立系统运营方)来满足电力接入 需求，放开电力批发市场竞争，在FERC Order 2000 (1999) 中建议成立区域性输电组织RTO来管理输电市场。当前美国电力市 场发电侧及售电侧均充分竞争，而输配电由RTO (区域传输组织) /ISO (独立系统运营方)来确保公平接入。

　　目前有7个美国电力批发市场由系统运营商RTO/ISO 负责运营，主要覆盖美国东北部，中西部，加州以及德州区域。其余东 南部、西南和西北地区仍然实行垂直一体化垄断经营，提供从发电、输电到配电的一体化服务。美国有33个州已经启动了电 力改革，18个州仍然发售配一体。

　　美国市场：垂直一体化市场采用成本+收益的定价模式，并接受政府的监管，其他市场采用竞价上网或者协商。

　　中国市场：中国电力市场采用政府定价+市场竞价+协商的定价模式。对于火电价格，政府设置煤电标杆电价，电网输配电价 统一采用成本+收益的电价模式。对于新能源项目上网电价，政府规定风光项目平价上网，同时鼓励市场化交易，电网企业 只收取输配电费，中国电力市场基本实现发、输、售电分离，批发侧和零售侧市场竞争

　　PPA被称为长期购电协议，风光发电企业和用户通过签订PPA来稳定能源供应。

　　近年来，美国PPA电价呈现不断上涨的趋势，不同运营区域的PPA电价不同。光伏方面，NYISO区域电价最高，2023Q1达到85 美元/MWh，据LevelTen解释，主要原因是美国的UFLPA法案造成组件供应链瓶颈，推高了光伏PPA电价，风电的PPA价格同样 呈现上涨趋势，这种市场化顺价模式保证了发电企业的盈利。2023Q2，多数区域太阳能PPA价格出现三年以来首次下降，表 明供应链开始趋于正常化，发电企业的收益确定性提升。

　　政策发力助推美国光伏产业链发展：2022年8月，美国政府通过《2022年通胀削减法案（IRA）》，激励政策政策主要包含 两部分：①提供300亿美元用于生产税收抵免(PTC)，用以加速美国的太阳能组件、电池制造和关键矿物加工。②提供100亿 美元投资税收抵免(ITC)用于建设清洁技术生产设施，如太阳能组件制造厂和其他清洁技术工厂。

　　2023年5月，美国财政部补充对电站补贴：在满足项目本土制造成本45%的条件后可获得IRA税收30%的税收抵免，以及对本 土制造项目进行额外10%的项目成本补贴。

　　过往十年，美国光伏产业链上游呈衰退态势：回溯2013至2022年，美国光伏材料厂商面临经营挑战，2014年美国硅片企业 停产，2020年电池企业停产，太阳能级多晶硅产量下降2/3。至2022年底，美国硅片及电池企业大部分产能仍处停产状态。

　　根据SEIA白皮书，美国目前光伏供应链如硅片、组件、逆变器等环节存在巨大的产能缺口。然而在贸易政策的激励下，美 国太阳能行业已宣布近200亿美元的产能投资计划，包括建设组件85GW 、电池片43GW 、硅锭和硅片20GW、逆变器7GW。

　　自美国IRA颁布后，美国光伏上游主要企业陆续宣布扩产计划。扩产方向主要集中于2022年产能相对较少的硅片、玻璃及电 池环节，多晶硅环节的扩产则相对较少。

　　硅片、光伏玻璃及电池环节的产能增幅较大：按目前企业所宣布的扩产计划，截至2025年底，美国多晶硅、硅片、玻璃及 电池片将分别新增1.8万吨/16.5GW/7万吨/12GW；截至2025年底，多晶硅产能将达16.8万吨，硅片达16.5GW，光伏玻璃达9 万吨及电池达14.7GW。

　　美国光伏业界对IRA实施后的前景十分乐观。根据SEIA数据，预计到2025年美国组件产能将从目前的不足9GW，猛增至 90GW；届时，组件产出将预计突破40GW，有望带动2023-2026年美国组件进口量大幅下降。同时，预计到2027年美国组件 有望实现完全利用国产电池片生产，但从组件生产情况预测来看，需求大于本土供给，意味着未来部分组件还需进口。

　　根据SEIA数据，美国光伏组件产能在建/规划排名中，前五的制造厂商分别是First Solar、韩华、Convalt Energy、3Sun/Enel、 CSIQ。从在美国现有产能和对未来产能规划的制造商排名来看，First Solar和 韩华稳居前两名。

　　根据EIA数据，2022年美国市场的组件出货价值125亿美元，平均每瓦价值略有增长，但仍处于较低水平。EIA《2022年度太 阳能光伏组件出货量报告》显示，2022年美国的组件出货量和均价分别为3160万块和$0.39/W，高于2021年的近2900万块和 $0.34/W。光伏组件的均价五年来首次出现增长，但与前几年相比仍保持稳定。

　　根据EIA数据，美国今年1-6月的光伏组件出货量接近14GW，同比增长44%，对应今年上半年美国新增光伏装机量在12.3GW 左右，距离EIA规划的29.1GW目标尚有些距离，预计今年下半年市场对光伏组件的需求可能会有较强涨幅。

　　IRA法案为光伏发电提供了十年补贴政策的确定性，光伏发电开发商的装机项目容量逐渐增加。根据S&P Global Market Intelligence数据，截至2023年5月，美国光伏发电企业计划于2023-2027年新增装机项目约199.49GW。目前有26.01GW新增装 机正在建设中，9.24GW处于晚期开发阶段，106.0GW处于初期开发阶段，而58.2GW已经宣布开发。

　　前10大美国光伏项目开发商在2023-2027年共计划新增约57.15GW的装机量。在此榜单中，NextEra Energy Inc.计划新增装机 为15.28GW，位列榜首且是唯1一家超过10GW的开发商，光伏开发商项目装机量分化程度明显

　　自2013年开始，美国对来自中国、越南等地的风电塔筒产品实行反倾销制裁，对中国塔筒出口美国市场征收的双反税率超 过65%，对越南反倾销税率超50%，双返税率降低进口弹性，导致美国塔筒产能主要来自于本土和欧洲。

　　美国风机市场集中度极高，本土制造商只有GE，从2019至今陆风市占率保持第一，到2022年，市占率接近57%，市场集中 度方面，到2022年，美国市场仅剩四家风机制造商，CR4集中度达100%。

　　2022年GE风机出货7.5GW，实现销售金额为83.73亿美元，均价达$1116/kW，且由于供应链成本上涨，自2021Q2开始，单 位价格不断上涨，到2022Q4价格达$1153 /kW，是同期中国风机市场均价的4倍左右，且剪刀差在进一步扩大。

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