中金公司發布研究報告稱，電網基礎設施老舊、風光裝機占比提升是美國儲能發展的根本驅動力。邊際變化看，2023年美國市場光伏組件供給增加硅料降價驅動光伏裝機高增、IRA法案提升光儲項目經濟性，預期23年表前儲能裝機同增70%，戶儲在NEM3.0政策下經濟性大幅提升，戶儲需求有望同增100%。中長期看美國可再生能源發電目標有望保障表前及表后儲能裝機規模。

▍中金公司主要觀點如下：

電網基礎設施老舊，風光裝機占比提升驅動儲能需求。

(資料圖)

美國為全球儲能最大市場，2021年裝機占比34%，其中表前儲能裝機規模達87%。一方面美國三大電網互聯程度低且電網基礎設施老舊，儲能可有效提升電力系統可靠性，另一方面風電光伏裝機量增長增加電力系統不穩定性，驅動儲能等靈活性資源需求。

該行預期2023年美國光伏市場有望迎來高增，疊加配儲比例提升，美國儲能需求有望快速增長;中長期美國可再生能源發電目標與儲能裝機目標有望保障儲能裝機規模。

表前儲能獲利方式多樣，IRR可超20%，預期23年裝機規模達50GWh。

美國電力市場機制完善，表前大型儲能可通過套利、容量補償、輔助服務等方式獲利。2022年8月，美國通過IRA對儲能相關的ITC稅收抵免政策進行期限的延長及補貼力度的加強，儲能經濟性進一步提升，該行測算德州光儲項目IRR可超20%。

23年在硅料降價、碳酸鋰降價趨勢下，光儲項目收益率有望進一步提升。預期在風光裝機量增長及儲能經濟性提升趨勢下，2023年美國表前儲能裝機量有望達50GWh，同比增長70%。

NEM3.0政策將大幅增加儲能經濟性，光伏配儲率有望提升。

在NEM2.0下，戶用光伏上網電價基本等于用電電價，使得光伏經濟性較高而戶儲經濟性較弱，NEM3.0政策將于2023年4月開始執行，CPUC預計平均光伏上網電價將下降約70%，儲能經濟性提升，光儲系統回本周期僅約4.7-6.6年。預期2023年美國戶儲裝機量有望超4GWh，同比增長100%+。

風險

風光裝機量不及預期，儲能經濟性提升不及預期。

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