光伏行業(yè)專題報告：美國光儲弱電網(wǎng)下的多層次、自驅(qū)動市場

光伏行業(yè)專題報告：美國光儲，弱電網(wǎng)下的多層次、自驅(qū)動市場1、美國光伏：自發(fā)擴張已形成，進一步突破取決于天然氣1.1、脫碳背景：2050碳中和，2035電力脫碳2021年11月，美國白宮發(fā)布《邁向2050年凈零排放的長期戰(zhàn)略》，公布了美國實現(xiàn)2050年碳中和終極目標的時間節(jié)點與技術(shù)路徑。其中包括三個時間節(jié)點：

1）2030年，作為美國承諾的氣候變化國家自主貢獻目標年，需實現(xiàn)碳排放下降50-52%（相較2005年）；

2）2035年，美國電力完全脫碳，實現(xiàn)100%清潔電力目標。這個目標與能源消費端電氣化相結(jié)合，是實現(xiàn)2050年碳中和的關(guān)鍵路徑；

3）2050年，美國實現(xiàn)凈零排放目標，相當于中國的2060年碳中和目標。根據(jù)美國能源部《SolarFuturesstudy》，到2035年，脫碳方案需要累計部署的光伏裝機為760-1000GW，滿足37%-42%的電力需求。到2050年，累計部署的光伏裝機需達到1050-1570GW，以滿足44%-45%的電力需求。其中地面電站約占80%–90%的規(guī)模。1.2、能源背景：光伏風電取代天然氣“頁巖氣”保障能源獨立，美國“以氣代煤”成效顯著“頁巖氣革命”后，美國能源自供能力大幅提升，能源領域貿(mào)易逆差自2009年起連續(xù)縮小，至2020年已轉(zhuǎn)正。而非能源領域貿(mào)易逆差則在2021年突破1萬億美元。從一次能源消耗來看，2021年美國石油、天然氣占一次能源消耗比重分別為36%和32%。自“頁巖氣革命”后，煤炭的消耗量持續(xù)下降。2008年后，風電、光伏與天然氣搶占煤炭份額2008年后，美國煤炭發(fā)電份額快速下降，其空間被天然氣和可再生能源替代。而可再生能源中以風電、光伏為主要增量。2021年，美國風電、光伏占可再生能源消耗量的比重分別為27%、12%，同比提升1.7pct/1.8pct。2021年，燃煤發(fā)電量與燃氣發(fā)電的趨勢發(fā)生逆轉(zhuǎn)，原因在于美國天然氣價格上漲，燃煤發(fā)電暫時具備經(jīng)濟性。2018年后，風電、光伏新增發(fā)電量份額超越天然氣從美國國內(nèi)天然氣消耗來看，居民、交通、工業(yè)均保持相對平穩(wěn)，增量消耗主要用于發(fā)電。而在2018年后，天然氣發(fā)電在新增發(fā)電量占比快速下降，從2018年的57%下降至2021年的10%。隨著美國國內(nèi)天然氣消費量見頂，美國轉(zhuǎn)向天然氣出口。而2018年后美國天然氣新增發(fā)電量占比快速下降，核心原因在于光伏、風電的成本優(yōu)勢。其中光伏在2018年中國“531”新政后，成本端快速下降，加上運營成本接近零，因此在經(jīng)濟性方面超越天然氣，一躍成為新增發(fā)電量占比最高的發(fā)電來源。1.3、清潔能源路線涉及黨爭，光伏與天然氣強關(guān)聯(lián)俄烏沖突后，美國天然氣出口填補歐洲缺口，后續(xù)光伏成長仍與天然氣強相關(guān)。俄烏沖突后，“北溪二號”天然氣管道認證程序暫停，歐盟計劃與俄羅斯天然氣脫鉤，用美國天然氣填補缺口。2022年3月25日，歐盟委員會與美國聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于歐洲能源安全的聯(lián)合聲明》，確定美國將努力確保2022年為歐盟市場增加至少15bcm的LNG；歐盟委員會則確保2030年前對美國LNG的額外需求穩(wěn)定在50bcm/年。美國光伏發(fā)電量：下限看降本速度，上限看燃氣發(fā)電擴張雖然光伏發(fā)電持續(xù)降本，但美國燃氣發(fā)電仍然具備成本競爭力。從2021年美國各發(fā)電類型來看，光伏發(fā)電固定成本為15.97美元/kW/年，高于燃氣發(fā)電，但具備零成本運營的優(yōu)勢。從世界范圍看，美國燃氣發(fā)電（CCGT）LCOE遠低于中國、日本、歐洲，與美國光伏發(fā)電相近。因此，未來光伏、風電的增量空間仍需要與天然氣發(fā)電進行競爭。根據(jù)IEA《2022年能源展望》，未來美國新增發(fā)電量增速維持在1%以下。中性條件下，2050年天然氣發(fā)電量18559億度，2021-2050年期間年化增速0.6%，光伏發(fā)電12160億度，2021-2050年期間年化增速7.1%。可再生能源加速降本情形下，2050年天然氣發(fā)電量15767億度，2021-2050年期間年化增速0.03%，光伏發(fā)電16556億度，2021-2050年期間年化增速8.3%。一方面，美國依靠“頁巖氣革命”實現(xiàn)能源獨立實現(xiàn)天然氣出口，使得能源領域成為美國為數(shù)不多的貿(mào)易順差的領域；另一方面，傳統(tǒng)能源與清潔能源涉及美國民主黨和共和黨的理念之爭。美國皮尤研究中心最新的氣候調(diào)查表明，與開發(fā)替代能源相比，共和黨與共和黨支持者更重視擴大傳統(tǒng)能源的生產(chǎn)；而大多數(shù)民主黨人和民主黨支持者表示，他們支持優(yōu)先發(fā)展替代能源，并支持美國采取措施到2050年實現(xiàn)碳中和。因此，黨派政治下的美國清潔能源路線仍存在變數(shù)。2、需求側(cè)：電網(wǎng)掣肘，就地消納為主地面電站強勢，分布式發(fā)展穩(wěn)健從需求端來看，美國光伏以大型地面電站為主，戶用為輔，工商業(yè)次之。截至2021年底，美國累計光伏裝機120GW，其中大型地面電站、戶用、工商業(yè)、社區(qū)光伏占比依次為64%/19%/13%/3%。2021年，美國新增光伏裝機23.6GW，其中大型地面電站、戶用、工商業(yè)、社區(qū)光伏占比依次為72%/18%/6%/4%。根據(jù)EIA在2021年12月數(shù)據(jù)顯示，2022-2023年美國計劃新增發(fā)電裝機共計約85GW，其中光伏和儲能項目約51GW，燃氣發(fā)電16GW，風電15GW。光伏項目中，22-23年計劃新增光伏裝機分別為22/19GW。分區(qū)域：加州光伏重地，德州后起之秀，佛羅里達州緊隨其后受益充足的光照資源、發(fā)達的經(jīng)濟，加州是美國光伏起步最早的區(qū)域之一，2016-2020年連續(xù)位居美國年度新增光伏裝機量榜首。德州光伏裝機快速崛起，據(jù)SEIA數(shù)據(jù)，2021年德州新增裝機6.06GW，取代加州成為第一。美國的光伏裝機與人口、GDP強相關(guān)，與光照資源弱相關(guān)，核心原因在于電網(wǎng)系統(tǒng)的孱弱。美國的人口、GDP主要分布在東部沿海、西部沿海、南部及東南部，與各州累計光伏裝機量基本重合。而在光照資源相對較好的西部地區(qū)，光伏裝機量較少。根據(jù)美國清潔能源協(xié)會數(shù)據(jù)，2016年至2021年，美國建設了超過5700英里（約9000公里）的高壓輸電線路（≥345kV），其中許多項目旨在將可再生能源電力輸送至負荷中心。2021年上線的最長輸電線路長度約155英里，將超過800MW的風電連接至新墨西哥電網(wǎng)。而根據(jù)我國國家電網(wǎng)披露，截至2020年底，我國特高壓線路已達35868公里。其中最長的線路準東-皖南±1100千伏特高壓直流輸電工程，全長3324公里。由此可見，美國的電網(wǎng)系統(tǒng)較為落后，截至2021年底，美國主要是500kv以下的線路，在少數(shù)州之間進行電力傳輸，缺乏跨地域消納可再生能源的能力。德州、加州優(yōu)勢明顯，新的增長極不斷出現(xiàn)需求刺激政策：以聯(lián)邦ITC為底色，各州因地施策聯(lián)邦太陽能稅收抵免，也稱為投資稅收抵免(ITC)，該政策允許投資者從聯(lián)邦稅收中扣除固定比例的太陽能系統(tǒng)安裝成本。聯(lián)邦ITC簡史：

2005年能源政策法案（P.L.019-58）為住宅和商業(yè)太陽能系統(tǒng)設立了30%的ITC，適用于2006年1月1日至2007年12月31日投入使用的項目。2006年，政策延期至2008年12月31日。2008年，緊急經(jīng)濟穩(wěn)定法案（P.L.110-343）將住宅和商業(yè)（包括商業(yè)和大型公用事業(yè)項目）ITC延長8年，取消住宅光伏的補貼上限，并允許公用事業(yè)企業(yè)支付替代最低稅（AMT）來獲得信貸。2015年底，綜合撥款法案（P.L.114-113）對上述住宅和商業(yè)（包括商業(yè)和大型公用事業(yè)項目）ITC進行多年延期，并將信貸標準由“投入使用”變?yōu)椤伴_工建設并于2023年前完工”。2020年底，《合并撥款法》將ITC退坡時間推遲2年至2023年。此外，完工期限推遲至2026年1月1日。聯(lián)邦ITC的兩個特點，使得其具備需求持續(xù)刺激性：

1）逐年退坡，多次延期梯度退坡的方式，較大程度上降低了“搶裝”效應；多次延期，與補貼退坡預期相互結(jié)合，促成持續(xù)性的需求刺激。如在2016年后補貼退坡的預期下，2015年簽約項目激增，但2015年底聯(lián)邦ITC確認延期；在2019年后補貼退坡的預期下，2019年開工率創(chuàng)歷史新高，但2020年底聯(lián)邦ITC確認延期。2）以開工時間為準以開工時間確認是否適用政策標準，并規(guī)定了較為寬松的完工期限。這使得大量項目處于建設過程中（保補貼），但考慮到組件降價，又將采購時間向后拖（低價采購），整體組件需求彈性提升，一些本不具有競爭力的項目得以實施。若BBB法案通過，未來十年（2023-2032）光伏需求提升66%。目前，聯(lián)邦ITC正處于新一輪延期中。《重建更好未來法案》（BBB法案）中提議，將現(xiàn)有的聯(lián)邦ITC政策延期10年。根據(jù)SEIA預測，若（BBB法案）獲得通過，下個十年（2023-2032）的新增光伏裝機將提升66%（較法案通過前的預測。其中戶用+20%，工商業(yè)和社區(qū)+15%，地面電站+86%）。2032年光伏總裝機量預測從464GW提升至700GW。2021年11月19日，美國眾議院通過了《重建更好未來法案》（BBB法案），該法案仍需要參議院投票表決以及美國總統(tǒng)簽署后方才生效。各州政策：以RPS為核心，推動可再生能源比例提升1）RPS可再生能源組合標準(RPS)要求電力公司銷售的特定百分比的電力來自可再生資源。據(jù)NCSL數(shù)據(jù)，自2000年代初以來，美國可再生能源發(fā)電量增長的大約一半可歸因于各州RPS對可再生能源的需求拉動。如加利福尼亞州在2018年頒布了CES（清潔能源標準），要求該州的公用事業(yè)公司到2045年產(chǎn)生100%的清潔電力。作為CES的一部分，該州的RPS（可再生能源組合標準）提高要求到2030年60%的電力必須來自可再生能源。德州在1999年發(fā)布可再生能源發(fā)電要求，計劃可再生能源裝機2015年達到5880MW，2025年達到10000MW（已達到）?！翱稍偕茉唇M合標準”規(guī)定公用事業(yè)公司必須滿足一定的可再生能源信用額度，這催生了SREC市場。SREC也稱“太陽能可再生能源信用額度”，代表了單位清潔太陽能所產(chǎn)生的積極環(huán)境影響。太陽能電池板系統(tǒng)每產(chǎn)生1兆瓦時(MWh)太陽能電力，就會產(chǎn)生一個SREC。公用事業(yè)公司購買SREC是為了滿足RPS州法規(guī)，截至2022年1月美國有7個州擁有SREC市場。2）州級ITC。除了聯(lián)邦ITC外，另有10個州提供州級光伏稅收優(yōu)惠/減免。抵免額度在1000至6000美元之間，在使用時扣除順序在聯(lián)邦ITC之前。3）凈計量政策。在美國50個州中，有33個州提供全零售電價的凈計量政策，10個州提供替代性政策。但是，凈計量計劃也給公用事業(yè)公司帶來成本壓力，因此削減凈計量計劃已成為趨勢。如加州已經(jīng)將戶用光伏的計費政策更新至“NEM3.0”，該版政策將大幅減少計費補貼，并增加并網(wǎng)固定費用及容量費用。盡管凈計量政策的轉(zhuǎn)變有助于刺激戶用儲能增長，但根據(jù)SEIA預測，加州住宅和商業(yè)分布式光伏的投資回收期都將延長至10年以上。2.1、戶用：模式創(chuàng)新，補貼退坡刺激家儲需求2021年，美國戶用光伏新增裝機4.2GW，同比增長30%以上，創(chuàng)造了新的年度歷史記錄。從地域分布來看，加州、PJM電力市場區(qū)域始終承擔著中流砥柱的作用，而德州、新英格蘭地區(qū)的崛起，不斷提供新的需求增量。從季度裝機來看，近年來不斷發(fā)生的極端天氣事件，疊加美國脆弱的電網(wǎng)系統(tǒng)，加劇了居民的電力短缺危機，在很大程度上刺激了戶用裝機的發(fā)展。加州：美國戶用光伏圣地早在2006年，加州就提出了加州太陽能計劃(CSI)，旨在通過提供補貼以降低建造太陽能裝置的成本來快速發(fā)展太陽能市場。該計劃是GoSolarCalifornia活動的一部分，包括一般市場太陽能激勵計劃、低收入太陽能激勵計劃、新太陽能住宅計劃等。州級刺激政策與聯(lián)邦ITC相結(jié)合，共同造就了加州光伏市場的繁榮。盡管隨著眾多新興市場的崛起，加州的新增裝機占比不斷下降，但從絕對值來看，加州的戶用光伏新增裝機量仍一騎絕塵，2021年新增戶用光伏1.48GW，遠超第二名。商業(yè)模式：百花齊放，金融產(chǎn)品創(chuàng)新與技術(shù)進步共同推動經(jīng)過多年的競爭與整合，美國戶用光伏領域基本形成了三種商業(yè)模式：

1）第三方所有模式。光伏系統(tǒng)的所有權(quán)不屬于業(yè)主，而是在第三方手中。如PPA和光伏租賃，兩者的不同之處在于，PPA模式下業(yè)主為電力付費，租賃模式下業(yè)主為光伏系統(tǒng)付費，通常采取按月付費的模式，零首付或低首付。代表公司有：

Sunrun、Sunnova、Sunpower等。2）光伏貸款。此種模式下，光伏系統(tǒng)所有權(quán)屬于業(yè)主，需每月向融資方償還貸款及利息。主要的資金提供方包括Goodleap、SunlightFinancial、Mosaic等。3）現(xiàn)金購買。光伏系統(tǒng)所有權(quán)屬于業(yè)主。由于美國高昂的人力成本、繁瑣的戶用光伏領域?qū)徟绦?、以及交易稅費、電網(wǎng)連接費用等，光伏安裝軟成本的問題一直困擾著美國戶用光伏的發(fā)展。根據(jù)CEA披露，2021年四季度Sunrun的安裝費用高達2.74美元/W。2020年疫情期間，戶用光伏領域被動探索了線上營銷渠道以及部分線上審批流程，使得軟成本占總成本比例略有下降，但2021年軟成本占比仍超過60%。凈計量逐步退出，刺激戶用儲能需求隨著加州“NEM3.0”政策在2022年步入實施，代表著美國凈計量政策加速退坡。盡管從地圖上看，凈計量政策退坡的州并不占多數(shù)，但卻集中在分布式光伏的強勢區(qū)域。根據(jù)woodmackenzie統(tǒng)計，市場受到計費制度改革/刺激政策強度退坡或兩者兼而有之的比例約占到75%。2.2、非住宅：集中于高電價地區(qū)美國非住宅光伏領域主要包括兩個板塊：社區(qū)光伏、工商業(yè)光伏。2021年，美國非住宅光伏新增裝機2.4GW，其中社區(qū)和工商業(yè)光伏分別新增0.96GW和1.44GW，占比40%/60%。2.2.1、社區(qū)光伏社區(qū)光伏：

根據(jù)美國能源部的定義，社區(qū)光伏是一個地理區(qū)域內(nèi)的共享光伏項目。社區(qū)光伏客戶可以購買或租賃陣列中的一部分太陽能電池板，他們通常會收到由他們在社區(qū)光伏系統(tǒng)中所占份額所產(chǎn)生電力的電費抵免——類似于在他們家中安裝屋頂光伏。社區(qū)太陽能項目主要針對以下用戶：

1）太陽能資源或屋頂條件不足以支持屋頂光伏系統(tǒng)（由于陰影、屋頂尺寸或其他因素）；

2）不擁有自己的房屋或建筑物；

3）由于財務或其他原因，無法或不愿安裝現(xiàn)場太陽能光伏系統(tǒng)。截至2021年底，美國大約72%的累計社區(qū)光伏裝機量位于四個州：明尼蘇達州、佛羅里達州、馬薩諸塞州和紐約州。截至2021年底，美國累計社區(qū)光伏裝機超過5GW，分布在40個州（包含華盛頓特區(qū)），約2000個項目。截至2021年底，美國累計社區(qū)光伏儲備項目超過5.9GW，大部分計劃裝機項目位于佛羅里達州、紐約州、明尼蘇達州、馬里蘭州。2017-2018年，明尼蘇達州和馬薩諸塞州是社區(qū)光伏的領導者，2018年后，紐約州、佛羅里達州興起，占據(jù)大部分新增份額。美國版光伏整縣推進：國家社區(qū)太陽能合作計劃（NSCP）。NSCP目標是到2025年使社區(qū)太陽能系統(tǒng)能夠為相當于500萬戶家庭供電，并為用戶節(jié)省10億美元的能源。這一目標代表社區(qū)太陽能部署增加500%以上，從2020年的3GW社區(qū)太陽能增長到2025年的20GW。2.2.2、工商業(yè)光伏工商業(yè)光伏指與商業(yè)、工業(yè)、農(nóng)業(yè)、學校、政府或非營利性承購方合作的分布式太陽能項目，主要來自于工業(yè)較發(fā)達的加州和東北地區(qū)驅(qū)動，如加州、紐約州、新澤西州，2021年上述三州的工商業(yè)光伏新增裝機量分別為0.53GW、0.3GW、0.11GW。相比戶用、地面電站等其他領域，美國工商業(yè)光伏增長相對疲軟，自2017年以來一直持續(xù)負增長。2021年，美國新增工商業(yè)光伏1.44GW，同比下降1.3%。增長乏力的原因：一方面，由于美國工商業(yè)電價低于居民電價，導致工商業(yè)項目收益率水平較差；另一方面，相比戶用光伏，工商業(yè)項目往往單體項目較大，需要更長的審批流程和更復雜的技術(shù)支持。2.3、地面電站：RPS開路，自發(fā)需求跟進，配套儲能效果更佳地面電站：中流砥柱，強制與自愿雙輪驅(qū)動地面電站是美國光伏裝機的中流砥柱。從歷史數(shù)據(jù)來看，地面電站新增裝機比例基本維持在50%以上。2020年以來，該比例提升至70%-80%。分季度來看，由于ITC逐年退坡的特點，美國光伏裝機普遍存在四季度搶裝。從驅(qū)動因素來看，地面電站裝機的高增長由強制因素與自愿因素兩方面驅(qū)動。且隨著組件價格降低，地面光伏電站相比燃氣發(fā)電的成本優(yōu)勢逐漸確立，自愿因素的占比在提升。強制因素：也稱為“合規(guī)市場”。主要是買家為了滿足政策要求而購買可再生能源，如州可再生能源組合標準（RPS）或清潔能源標準（CES）。該政策要求電力公司銷售的特定百分比的電力來自可再生資源或清潔能源，最終考核標準是可再生能源證書（REC）。截至2020年9月，有30個州及華盛頓特區(qū)出臺了可再生能源組合標準，5個州具有清潔能源標準。截至2020年底，共有31個州和哥倫比亞特區(qū)出臺了具有法律約束力的RPS政策，所覆蓋的電力零售占到美國總額的67%。截至2021年底，共有20個州承諾到2050年實現(xiàn)100%清潔電力。2021年，有5個州更新或新出臺了清潔能源組合標準：

2021年2月，特拉華州更新RPS目標，可再生能源占電力銷售比例由28%（2030年）提升至40%（2035年）；

2021年7月，俄勒岡州更新CES目標，清潔能源銷售占比由50%（2040年）提升至100%（2040年）；

2021年9月，伊利諾伊州更新RPS目標，可再生能源占電力銷售比例由25%

（2026年）提升至50%（2040年）；

2021年10月，北卡羅來納州更新CES目標，清潔能源銷售占比由12.5%（2021年）提升至100%（2050年）；

2021年12月，內(nèi)布拉斯加州出臺了CES目標，要求無碳能源銷售占比達到100%

（2050年）。電網(wǎng)監(jiān)管“雙軌制”，需求傳導有區(qū)別美國電力市場由批發(fā)市場和零售市場組成。其中批發(fā)市場涉及電力公司與電力交易商之間的電力銷售，零售市場則面向消費者。批發(fā)市場：分為監(jiān)管市場（灰色）和重組市場。在監(jiān)管市場，垂直整合的公用事業(yè)公司負責電力的發(fā)、輸、配全流程；在重組市場，競爭更為充分，市場由獨立系統(tǒng)運營商（ISO）或區(qū)域輸電組織(RTO)負責運營，允許獨立的電力生產(chǎn)商和非公用事業(yè)發(fā)電商進行電力交易。零售市場：分為受監(jiān)管市場（灰色）和競爭性零售市場。在受監(jiān)管市場中，消費者需從當?shù)毓檬聵I(yè)公司購電，無法選擇購電方。而在競爭性零售市場，電力消費者在競爭性零售供應商之間進行選擇。不同的市場結(jié)構(gòu)對可再生能源的可用程度有著顯著影響。例如在競爭性零售市場，客戶可以選擇可再生能源比例更大的電力供應商；物理性PPA的簽訂，需要項目處于重組批發(fā)市場和競爭性零售市場。趨勢：受ITC政策驅(qū)動明顯，跟蹤支架為主流，薄膜電池有一定市場由于美國ITC政策以開工時間為適用標準，所以新增光伏項目簽約數(shù)直接反映市場裝機意愿。如2017年由于“201條款”處于醞釀期，市場觀望情緒濃厚，2017Q4新增光伏項目簽約量為負值，部分項目取消；2019年新增簽約量創(chuàng)歷史新高，原因在于2020年1月1日起聯(lián)邦ITC稅率將由30%降至26%（后于2020年底延期）。2022年Q1，由于組件價格高企，疊加美國反規(guī)避調(diào)查的負面影響，地面電站的新增裝機和新增簽約量均較低，分別為2.2GW和2.4GW。分年度來看，2018年組件降價超預期，疊加聯(lián)邦ITC政策激勵，美國地面光伏電站進入新一輪發(fā)展，2021年新增裝機17GW，2018年（6.2GW）-2021年復合增速約40%。儲能：表前儲能迅速發(fā)展，配儲后獨立電站PPA價格提升雖然美國戶用儲能發(fā)展速度同樣較快，但基于地面電站在新增光伏裝機的統(tǒng)治地位，以及一系列政策的推動，美國表前儲能自2020年以來進入快速發(fā)展期。2021年美國新增電化學儲能10.6GWh(3.6GW)，同比增加197%(144%)。其中表前儲能、非住宅儲能、戶用儲能的新增電量同比增速分別達到169%、32%、86%。趨勢：從獨立儲能走向配套儲能從歷史上看，大多數(shù)美國電池系統(tǒng)都位于獨立站點。在2020年底美國1.5吉瓦的運行電池存儲容量中，71%是獨立站點，29%與其他發(fā)電機一起位于發(fā)電現(xiàn)場，且這些獨立儲能站點多數(shù)在由區(qū)域輸電組織(RTO)和獨立系統(tǒng)運營商(ISO)管理的電力市場中規(guī)劃或建造。原因是RTO和ISO可以執(zhí)行市場化規(guī)則，為儲能項目制定明確的收入來源。在計劃將于2021年至2024年上線的公用事業(yè)規(guī)模電池系統(tǒng)中，97%的獨立儲能容量和60%的配套儲能容量位于RTO/ISO地區(qū)

（2021年9月數(shù)據(jù)）。目前電化學儲能的趨勢正由獨立儲能轉(zhuǎn)向配套儲能。根據(jù)IEA數(shù)據(jù)，2023-2024年，電站開發(fā)商和運營商預計將增加10吉瓦的電池存儲容量，其中超過60%的產(chǎn)能將與太陽能設施配套使用。原因主要有兩點：1）獨立儲能沒有資格獲得聯(lián)邦ITC補貼，與光伏、風電等新能源發(fā)電項目捆綁后則可以享受聯(lián)邦ITC補貼；

2）儲能與新能源發(fā)電捆綁后的混合電站可以獲得更高的PPA電價，其溢價超過成本增加值。3、供給側(cè)：貿(mào)易壁壘下的特殊競爭環(huán)境美國對華組件企業(yè)采取AD/CVD稅率，但其稅率存在較大不確定性，通常在發(fā)貨幾年后才最終確定。根據(jù)最新公布的2021年各組件廠商適用稅率，晶科、晶澳、天合、騰暉的適用稅率較高。在美國地面電站市場，F(xiàn)irstSolar的薄膜組件仍有較高的市占率，2021年達到39%。其次是晶科（17%）、阿特斯（9%）、隆基（8%）；

在美國工商業(yè)光伏市場，2021年組件商市占率排名依次是韓華（21%）、晶澳

（11%）、晶科（9%）、天合（9%）；

在美國戶用光伏市場，2021年組件商市占率排名依次是韓華（24%）、隆基（15%）、SunPower（11%）。3.1、本土供給：無可奈何花落去，組件擴產(chǎn)尚可期截至2022年1月，美國本土仍有硅料、晶硅組件、薄膜組件及逆變器產(chǎn)能，主要集中在加州、五大湖地區(qū)及東南部。硅料產(chǎn)能主要集中在Hemlock、RECSilicon、Wacker；

薄膜組件產(chǎn)能集中在FirstSolar；

晶硅組件廠商包括韓華QCells、LGElectronics、晶科（美國工廠）、Silfab、Sunpark、AuxinSolar、MissionSolar等。自2016年以來，美國的光伏制造產(chǎn)業(yè)鏈處于衰退狀態(tài)。其中硅片生產(chǎn)結(jié)束于2015年；電池生產(chǎn)結(jié)束于2021年，主要由于硅片、電池片環(huán)節(jié)重資產(chǎn)特性以及快速的技術(shù)迭代，使得美國本土產(chǎn)能失去競爭優(yōu)勢。美國組件在2018-2019年產(chǎn)量顯著提升。2021年，美國本土生產(chǎn)光伏組件4.8GW，同比增加1