储能系统--户用储能美洲市场（三）

2、美洲市场

2.1、美国户储发展驱动力

（1）电网老化带来配储需求，户用光储成家庭第二用电保障

美国大部分电网建于20世纪60和70年代，超70%以上的输电系统已经超过了25年，在高负荷运转或者外部环境承压时，电网容易出现短路等状况，造成停电。

（2）美国居民电价不断走高，户储经济性较好

自2020年以来，受通胀和能源危机等多因素影响，美国居民电价不断走高，2023年的居民电价相比2019年上涨了33.5%.出于节省电费而安装储能系统的客户超过了45%，备用电源的使用也是客户愿意安装储能系统的原因（超过30%），此外，自发自用也能吸引一定比例（约超过10%）的客户安装储能系统。因此，户用储能产品的设计，尤其是关键功能、能量单位，需要更贴近于终端用户的使用场景才可以更好的切入美国户储市场。

（3）停电更加频繁，用电安全无法保障

同时各州停电事故频发，居民用电安全缺乏保障，这些因素都迫使更多用户考虑配备家用储能系统。加利福尼亚州、佛罗里达州和德克萨斯州是系统安装数量最多的市场，2022年的安装率为9%-12%，预计2023年将大幅上涨。而电力紧张的加州和得州是美国电化学储能的主要市场。这些市场的安装率主要受备用电需求的驱动，极端天气事件导致的电网中断正成为客户极为关切的问题。

（4）自然资源丰富，户储经济效益高

美国房屋结构以独栋为主，屋顶面积充裕，给户储需求足够的释放空间，未来户储增长可期。屋顶太阳能输出电价下跌、引入基于时间的晚高峰零售电价、高峰需求费用上调以及需求响应补偿，未来五年美国的采用率将有所提升。

（5）政策驱动

美国最新的ITC、NEM3.0政策正在加码户储经济性。

加利福尼亚州，由于太阳能净计量政策的变化，鼓励消费者将电池与现有光伏系统配对使用，在过去一年里，加利福尼亚州已成为一个极具吸引力的市场。加利福尼亚州的需求还得到了加利福尼亚州自发电激励计划的支持，该计划为户用电池提供150美元-1000美元/kWh的补贴。

2.2、美国户储分布情况

美国各州的消费水平不同，据美国统计局数据，加利福尼亚州、德克萨斯州与纽约三个地区的GDP占到美国GDP总量的30%以上，居民消费水平更高，购买力更强。户储系统的初始投资成本往往较高，故经济更发达的地区对户储的需求会更强劲。此外美国各州的人均用电量也存在显著差异，因此不同地区用户偏好的装机容量也会有所差别：以家庭用电总量计，加利福尼亚州以及得克萨斯州的居民用电总量最高；以家庭人均用电量计，佛罗里达州、北卡罗来纳州、德克萨斯州、佐治亚州以及宾夕法尼亚州等地区较高，因此这些地区的居民更倾向于大容量户储系统。

（1）加州户储装机需求与经济性。除了美国ITC税收减免之外，加州还出台了额外的补贴政策——SGIP（自发电激励计划 2020-2024年）。ITC叠加加州SGIP政策下的户用储能经济性进一步增强，加州户用储能系统综合投资回报率进一步缩减。除此之外，加州光伏发电占比远远高于美国均值，居全美第一位。

（2）德克萨斯州是美国人口以及GDP双高的州，也是美国第二大户储市场。

（3）佛罗里达州光照条件充足，有阳光之州的称号，具备光储产业发展的良好条件。美国商务部数据显示，佛州人口以及GDP总量排名靠前。据EESA调研，佛罗里达州渠道广泛，是许多安装商的成立地点和服务区域，户储发展条件有利，优势明显。

（4）马萨诸塞州光储激励政策较多，除了ITC以外，还有适用于太阳能和风能装置的住宅可再生能源所得税抵免，房主将获得已安装系统成本的 15% 的抵免额，上限为 1000 美元；马萨诸塞州还对用于为住宅发电的光伏能源系统提供为期20年的100%财产税豁免以及相关的销售税减免。

（5）尽管从安装系统的数量上看，夏威夷只是一个较小的市场，但其安装率却是全美最高的。由于电力公司只允许共用系统向电网输电，2022年，约有96%的户用光伏装置配有电池。通过夏威夷电池奖金计划提供的针对性补贴，消费者安装电池的积极性更加高涨。

2.3、政府政策

2021年11月，美国发布《迈向2050年净零排放的长期战略》，战略提出了3个时间点：1）2030年较2005年的碳排放量降低50-52%，对应2030年碳排放量下降到 32-33亿吨左右；2）2035年实现100%清洁电力（电力完全脱碳），我们测算2035年对应光伏发电占总量的比例需达50%+；3）2050年净零排放（碳中和），据白宫测算，电力脱碳与能源消费结构电气化是实现碳中和的关键路径，预计可贡献约45亿吨减排量，约占总排放的70%。

2022年8月16日，拜登签署了总价值7,500亿美元的《通胀削减法案》（Inflation Reduction Act，IRA），于2023年起正式实施。IRA将ITC的时间期限延长至2035年。IRA中首次将独立储能纳入税收抵减范围，明确了大于3kWh的独立储能也可以申请ITC抵减。IRA中针对ITC的补贴时间+补贴范围放宽，减少了前期对于补贴退坡的担心，美国储能的初始建设成本大幅下降，支撑需求。

联邦ITC和加州SGIP政策对户用光储有着重大的推动作用。ITC推动美国光伏需求高增。2022年IRA法案宣布政府将拨款3690亿美元用于能源安全和气候投资，加强了ITC（Investment Tax Credit，投资税收抵免）力度，最高补贴可抵免80%，大幅降低光储配置成本，充分利好户用光储发展。

州补贴政策：以加州、内华达州、弗罗里达州为首的17州出台了明晰的储能补贴制度，其中加州的SGIP政策补贴力度大，持续时间长，助力非户用和户用储能均蓬勃发展，迅速成长为美国储能装机增长的核心引擎。2020年，内华达州发布了NV储能激励政策，此政策提出了最高每瓦时0.5美元的非户用储能补贴，扶持力度较大，对非户用储能经济性有较大提升，助力内华达州迅速成长为2021年美国分州储能装机前5。

从NEM2.0到NEM3.0：2022年12月加州公用事业委员会 (CPUC) 投票通过了净计量3.0 (NEM)，新政使用净计费模式取代了净计量，大幅降低了用户端余量上网电价。NEM3.0将于23年4月15日生效，在此之前安装的装置仍享NEM2.0的政策，并且原先享受NEM1.0和2.0的用户将不受新政影响。净计费模式取代净计量，光伏配储经济性提升。NEM3.0的核心变动在于：以净计费模式取代了净计量，用户向电网输电将以浮动上网电价的形式获得补助，平均上网电价将明显降低（CALSSA预计平均为8美分/度，此前净计量平均为30美分/度），但新上网电价将执行新的峰谷机制，峰谷价差进一步拉大（跟随批发电价），因此在新政下安装户用光+储的经济性将进一步提升。

2.4、贸易政策

美国户储贸易壁垒

（1）美国居民户储产品消费习惯如下：品牌度、国民度、售后服务、性价比为主要考虑因素

美国对品牌认知度高，Enphase 和特斯拉集成商品牌深入人心。根据 Energysage 统计， Enphase 和特斯拉在美国户储市场集成龙头地位稳固，很多人宁愿花高价买本国品牌，也不想买质优价廉的外来品牌。LGES 由于起火事故大规模召回产品，2021 年以来市占率持续下滑，在此过程中 Sunpower、SolarEdge 和 FranklinWH 等品牌涌入，占据了一定的市场份额。美国市场一体机趋势明显，集成商市场集中，同样加大了中国企业渠道铺设的难度。中国企业进入美国市场更多是通过切入供应链的方式，竞争关键或在于能否顺利取得认证并获得品牌认可。

另一方面，美国用户呈现出较强的排外心理，即使存在一定价格优势，中国部分低价产品也难以取得较高市占率。但是随着美国户储需求量的增加，消费者对于品牌度的要求可能会逐渐降低。

（2）在美国市场中，政府对中国企业的进入设置了较高的壁垒

美国政府力求发展、扶持本土品牌，相对封闭，中国企业进入难度较大。因此美国户储市场中特斯拉和Enphase两家本土企业占比近7成，中国企业只能通过嵌入美国储能头部厂商的供应链条，间接参与市场竞争。例如：固德威通过与GE合作和自有品牌的方式布局美国市场，定位中高端户用市场。参考过去固德威产品毛利情况，预计GE业务合作部分（渠道）和自有品牌（直销）毛利率分别约50%与40%，提升总体盈利水平。德业股份在美国主打低端户用，以贴牌模式合作美国Solar-Ark进入美国市场。

（4）产品集中度高，细分市场寡头地位明显

而美国的户储市场高度集中，几乎被特斯拉的Powerwall和LG化学的RESU 10H两款产品瓜分。目前主流户储仍是单电池系统，功率在2~8kW之间，电池容量在15kWh以内，储能供电时长在3小时以内。

（5）品牌商带动整个行业需求，先发优势明显

美国户储市场起步晚于欧洲，市场需求基本是特斯拉带动的，因此美国用户对于户储产品的技术属性、零部件等了解不多，更认准品牌。故特斯拉、LG、Enphase等品牌比较大、国民度较高的供应商都在美国取得了较高的市场占有率。

微逆由Enphase等主导开发。微逆本土企业垄断，多数为贴牌出口。北美市场由Solaredge与Enphase垄断。

（6）政府政策补贴，促进本土品牌发展

2022 年，美国能源部能源效率和可再生能源办公室（EERE）发布了《发展美国光伏制造产业链》白皮书，指出在美国发展太阳能制造，生产和销售太阳能组件，需要政府提供资金支持，以抵消美国生产成本高出 30%至 40%的影响。基于此目标，IRA 政策中存在针对本土制造的提供补助，即若在美国开采、生产或制造的零部件占总户储总成本的比例不低于规定的调节百分比（2023 年为 40%，之后逐年提升至 2025 年的 55%），即可额外获得 10%的补助。

（7）认证周期长、出口时间周期久

组件、逆变器、储能电池。出口北美产品首先需获得UL等资质认证，认证需6月左右的时间，中国厂商主要通过自有品牌向美国出口产品。分布式市场组件厂商需开拓经销商资源，而地面市场需掌握核心能源公司与EPC商资源，供应链进入难度较大，且需一定时间，此外由于项目初始投资金额大，可融资性是关键。

（8）政策因素影响明显，盈利高但波动大

美国市场盈利优势凸显，但受政策影响波动较大。例如美国市场对光伏组件性能与质量要求高，因此对价格敏感度较低，并且对优异产品溢价的接受度较高，我国对美出口盈利普遍较高，但受政策影响波动较大。2005年：ITC政策首次提出，2008年延长8年，美国光伏经济性凸显，中国企业对美出口逐年攀升。2012年：美国宣布对华光伏产品征收23-254%的双反税，中国对美出口盈利大幅下滑；2018年：美国对华加征保护性 201+301关税，组件盈利再次承压。2019年：6月宣布201关税豁免双玻组件，但11月再次宣布重启限制。2021年：正式宣布恢复双面组件201关税豁免权，并下调税率，出口美国量利同升。2022年：2月宣布201关税双面组件豁免延长至2025年，6月宣布豁免东南亚4国双反关税2年，中企加速东南亚设厂，出口美国盈利重回高位。

需求大于供给，美国光伏PPA价格不断上升。而近期光伏PPA价格不断上涨，部分原因系UFLPA出台，导致组件供应不足。随着能源批发价格持续上涨，我们预计短期内光伏PPA价格仍会保持高企。多地出台储能政策，强化监管并提升支持力度。无论是在联邦层面还是在州监管程序中，美国的储能政策格局都在不断发展。根据PNNL，截至2022年美国有19个州发布储能行业的监管要求，17个州出台储能相关的扶持政策，有9个州出台储能装机目标，5个州出台储能相关的电网政策，在强化监管、完善市场机制的同时提升支持力度，美国储能迎来黄金发展时期。

（9）户储系统优势明显，溢价较高

美国组件价格大幅超越其他国家，具高价格优势。2022年市场平均组件价格一路上涨，由2.09元/W上涨至2.63元/W，高价格优势领先其他国家，涨幅达26%；户用逆变器溢价明显，户用逆变器中微逆占比较高，因此美国户用逆变器单瓦成本最高，2022Q3为0.34美元/W，与此同时，户用逆变器中微逆的渗透率还在不断提升，因此单瓦成本同比增长6%，呈上涨态势；户用渠道费用占比高。由于户用渠道费用高，户用系统价格大幅超越其他各部门。平均较工商业溢价约1.5 美元/W，2022Q3户用系统价格为3.27美元/W，其中渠道费用达0.66美元/W，占比高达20%。工商业系统因规模优势，各项价格均低于户用，2022Q3系统价格为1.66美元/W（约11.55元/W），同增2.5%。

国产品牌突围

（1）渠道是进入美国户用储能市场的重中之重，进入市场前期需要花费大量资金打开渠道，建议通过与渠道商的合作进入美国市场，预计整个渠道搭建过程至少需要一年以上，成熟的渠道搭建则需要更久时间。

（2）分销商的选择上，可与资深太阳能销售商进行合作，他们有一定的太阳能客户基础，更容易通过老客户打开储能产品的销路，且拥有稳定的新客来源。并且，这类分销商多具备一定的规模，有自己的在线商城和完善的仓储物流体系，对消费者把控能力更强，如Sun Watts、Solaris Technology Industry、Home Network等。

（3）安装商的选择上，建议优先进行主流市场的安装商渠道布局。前10家安装商占据全美超过60%的市场。Tesla与SunRun占比远高于其他厂商，各占约20%的市场份额。其他前10名的安装商大多是加州和夏威夷州当地公司。由于安装商规模相对较小，且都需要上门进行服务与维修，为了降低服务成本，安装商的服务区域一般较为集中。主流安装商的服务区域大多在1-3个州的部分区域，其中以一个州更为多见。因此，在与分销商合作时，可选择“加利福尼亚州、德克萨斯州、佛罗里达州、马萨诸塞州、夏威夷州”等主流市场进行优先布局。加州大型安装商如California State Development Inc、Baker electric等；佛罗里达州如Advance solar。

（4）对本地品牌及供应商的认可度更高。因此在市场进入初期，建议厂商优先在本地化售后服务、产品质量、额外补贴等方面进行市场竞争。例如，在当地建立服务点、适当延长售后期限，提高对下游销售商以及终端用户的售后服务响应速度等都是提高服务质量的有效手段。另外，对客户进行返点、推荐新客户奖励等更能吸引价格敏感性消费者，有效提高推广速度。此外，对于大型户储厂商来说，在本地建立工厂也是降低成本、获得本地优势的重要手段。

（5）微逆本土企业垄断，多数为贴牌出口。北美市场由Solaredge与Enphase垄断，中国逆变器厂商相对出货较小。考虑到美国分布式市场渠道壁垒较高，搭建渠道需大量资金与时间成本，中国厂商如德业主要依赖贴牌代工模式向美出货，而禾迈是研发生产一体化以自有品牌向美国出口逆变器。

2.5、储能市场规模

美国是全球最大的储能市场，虽然户用储能的基数较小，但市场增量空间巨大。美国储能发展走上快车道。美国储能系统的成本持续下降，政策支持力度不断加大，加之联邦和各州政府的监管改革，美国储能发展迅速。

2022年美国电化学储能新增装机达到 4.80GW/12.2GWh，同比增长37%/16%，新增功率和容量均创新高。

2023Q1美国电化学储能新增装机达到0.78GW/2.15GWh，同比减少19%/25%，主要因为装机并网项目延期。从装机特点上，工商业储能和户用储能并网限制少，项目进度正常，在2023Q1均有所扩大

2023年一季度，美国户用储能市场装机规模达到155.4MW/388.2MWh，同比去年增长7%/36%，但也是连续六个季度以来的首次下降。因此美国的户储市场前景可观，预计至2025年美国新增装机容量将达到13.2GWh，累计户储装机将从2019年的0.51GWh高速增长至2025年的15.79GWh

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%。

预测表前市场空间预计 2025 年达到 25.3GWh，其中新能源发电配置储能容量 19.3GWh，调频容量 0.7GWh，调峰容量 5.3GWh。表后市场对应于安装在户用和工商业的储能容量。我们预测表后市场空间预计 2025年达到27.5GWh，其中户用储能11.2GWh，工商业储能 16.3GWh。

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，这也使得美国储能市场的区域分布差异较大。其中加利福尼亚是美国最早推广清洁能源的地区，2021年美国储能新增装机3971MW/10880MWh，装机容量同比增速341%。2021年加州在美国户储装机量占比约一半，长期来看加州仍会是户用光储最大市场。

其中户用储能新增343MW/960MWh，占新增储能装机总量的8.8%。美国储能协会认为，到2025年，美国储能市场部署的储能系统装机容量将会增长五倍。其中，用户侧储能系统继续构成这一增长的主要部分。

5、南美市场

拉美的太阳能资源丰富，人口分布不均，有充足土地可以用于大规模光伏建设，但同时独立住宅占比较小，因而目前光伏市场以集中式电站为主，分布式光伏发展尚未起步。

拉美的储能市场还在相当初级的起步阶段，目前以建设表前储能为主，而且大部分国家暂未出台储能相关政策。在政策端智利动作超前，近期已推出关于可再生能源储能的相关政策。因此储能项目数量上，智利也领先于其它拉美国家。但由于贫富差距原因，智利的戶用储能市场空间较小。

资料来源网络

5.1、巴西

地区现状

经济总量和人口基数庞大，电费占国民收入比例较高，人均用电量较高，电网覆盖率较低，断电较频繁。
巴西作为南美最大的经济体和电力市场，市场规模庞大，新能源电力装机增长速度很快，对应潜在的发电侧大型储能需求；电力基础设施薄弱、断电频繁和分时电价，对应潜在的工商业和户用，及离网储能需求。
常规水电占比近65%，其次为燃气，该国总发电量的约17.7%来自可再生能源（风能15GW与光伏7.4GW)。新能源装机量庞大，暗示着巨量的供电侧储能需求。电价水平中等，工商业储能盈利空间有限。
发电和输电业务基本为国有，暂未形成对电网侧调频储能有利的电力市场机制，如容量交易，稀缺电价等。新能源投资激励和免税政策较不稳定，地区差异较大。电池进口税很高。
结合新能源电力装机量目标，预计到2030年巴西储能市场总需求可达20GW ~50GWh，大部分为发电侧储能。

5.2、哥伦比亚

哥伦比亚人口和经济总量较高，居拉美第4位，国民经济增长速度较快，电价水平较高。
电网基础设施较薄弱，*有容量交易机制，输配电侧储能需求旺盛。可再生能源资源分布较平均，有明确的新能源投资鼓励政策，有利于分布式储能项目开发。
新能源装机量较小，地理分布较平均，有潜在的分布式储能需求。有阶梯电价机制（用电越多价格越贵），分时电价政策拟定中，对户用、离网和工商业储能的市场发展构成利好因素。有一定的户用和工商业储能需求。
至2030年Colombia储能市场总需求有望达到2GW 4.5GWh.

5.3、智利

人均GDP和用电量高居榜首，电价和电费支出较高（接近欧洲平均水平）。Chile的贫富差距较大，户用储能市场空间较小。现有PMDG售电保障政策不利于储能应用在分布式光伏的普及。
电网覆盖率高，但断电频繁。新能源装机量较大, 有一定的供电侧储能需求。电价和电费支出较高，户用及工商业储能的经济效益明显。
Chile经济基础牢固，法制健全，大项目的风险系数较低。电力市场私有化彻底，政策法规透明，项目开发环境较好。随着新能源占比的大幅提升，发电侧与输配电侧储能的市场需求潜力巨大。
至2030年，Chile储能市场总需求有望达到4GW ~10GWh

5.4、墨西哥