光伏已成為第一大新增發電來源，滲透率提升的空間巨大。過去兩年里，太陽能、風能和天然氣在新增發電容量中實現了對燃煤發電的全部替代，占比約99%。太陽能擴張速度最快，成為主要新增發電來源，2021年占比達到46%。盡管如此，在美國2021年發電結構中，太陽能發電僅占到總發電量的2.86%，滲透率提升的空間大。

光伏為首的可再生能源逐步替代傳統能源

回顧美國市場能源結構變遷，歷經兩個階段：

1）天然氣降價實現對燃煤發電的替代。自2007年煤電廠產能達到峰值后，燃煤發電的使用穩步下降而天然氣的使用不斷提升，主要原因系天然氣價格持續走低。然而，這一趨勢在2021年發生了逆轉，交付給美國發電商的天然氣成本平均為每單位4.88美元，比2020年的平均成本高出一倍以上，因此天然氣的發電份額從2020年的40.53%下降到2021年的38.34%，而燃煤發電占比從20.70%提升到22.45%。

2）以光伏為首的可再生能源擴張迅速，以較低的運營成本逐步替代天然氣。據EIA預測，2022年美國電網將新增46.1GW的公用事業發電能力（指地面電站），2022年規劃的新增容量中46%都來自于太陽能，其次是天然氣，占到21%，風能占比17%。對應2022年地面電站新增容量為21.5GW，遠高于2021年15.5GW的新增容量。2022年新增地面電閘項目主要集中在德克薩斯州（約6.1GW,占全國總量的28%），其次是加利福尼亞州（約4GW）。預計在可再生能源增長較快的地區，如德克薩斯州和中西部地區，天然氣發電量將逐步減少。

ITC為主的政策及降本驅動光伏裝機高增

2010-2021年美國新增光伏裝機CAGR為35.25%，2019年后光伏成為美國新增發電的主要來源。美國光伏的快速發展主要依靠：1）度電成本的降低；2）ITC稅收優惠政策。光伏經濟性提升是光伏成為主要發電來源的基石，而ITC稅收減免政策是美國光伏發展的催化劑。

光伏度電成本快速下降，成為最具經濟性的能源。隨著電池片技術的不斷提升，光伏度電成本不斷下降，2013年經濟性超過煤炭，2015年超過燃氣，2019年超過風能成為最具經濟性能源，2021年不考慮政府補貼下的光伏度電成本已下降到36美元/MWh，接近2009年度電成本的十分之一。同時，美國市場電價持續上漲亦加劇其經濟性。

ITC稅收抵免政策是過去美國光伏新增裝機量快速提升的核心驅動力。太陽能投資稅收優惠政策是支持美國太陽能發展的重要聯邦政策機制，自2006年ITC實施以來美國光伏產業已經增長超過100倍，過去美國的新增裝機量波動受ITC政策變動的影響顯著。

1）2008年，2006年政策制定時要求ITC政策實施至2008年底截止，2008年產業尚不能確定后續政策是否延期引發搶裝，全年新增裝機量298MW，環比增長86.25%。2008年12月，聯邦政府決定將ITC政策延長8年，2009年市場增速放緩。

2）2010-2011年，2009年奧巴馬政府簽訂“經濟刺激法案”，其中第1603條規定可再生能源項目完成后，美國財務部在60天內必須以現金返還項目成本的30%，2011年2月到期，由此引發了行業2010年的搶裝潮，2010年新增太陽能裝機規模849MW，同比增長120.5%。隨著1603法案延期至2012年2月，繼續引發了2011年新一輪的裝機量激增，達到1.92GW，同比增長126.3%，2012年裝機增速有所回落。

3）2016年，當時面對自2009年起延期8年的ITC政策將于2016年底到期，美國光伏企業提前安排項目計劃，雖然2015年12月ITC政策已確定繼續延期，但前期準備的項目仍然按照原定計劃執行，帶動2016年美國新增裝機規模創歷史新高，達到15.1GW，同比增長101.7%。

驅動：內外政策向好+高經濟性，需求潛力突出

本土政策全方位支持，光伏裝機加速提升

美國光伏政策體系分為財政激勵和約束管理兩大類：

1）財政激勵方面，投資稅收抵免（ITC）是核心，同時財產稅和銷售稅減免等激勵政策進一步降低光伏裝機成本，提升光伏項目的吸引力；

2）法律法規、標準、約束性指標等管理類政策，包括凈電量管理（NetMetering）、第三方購電協議管理（PPA，3rdPartySolarPVPowerPurchaseAgreement）和可再生/清潔能源配額制標準（RPS-CES，Renewable&CleanEnergyStandards）。

ITC退稅帶來搶裝周期，BBB法案提供樂觀預期

ITC稅收抵免是對安裝光伏的個人或企業未來要付給聯邦政府的所得稅的直接減免，從而間接降低光伏安裝成本，進一步提高企業或個人安裝光伏的動力。經過2020年IRS（美國國家稅務局）對ITC的最新改動，最新的ITC規劃為：

1）2021和2022年開始的投資稅收抵免比例為26%；

2）2023年抵免比例下降到22%；

3）2023年以后，戶用光伏客戶的抵免比例下降到0%，而商業光伏客戶抵免比例將永久維持在10%。

ITC退坡時間過去經歷4次延后，2021年底美國眾議院通過的BBB法案有望再次延長ITC。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簽署后方才生效。

法案的內容分為5個部分：

1）投資于兒童、家庭和護理，提高經濟的能力；

2）對清潔能源和應對氣候變化的投資；

3）為數百萬辛勤工作的美國人提供可負擔的醫療服務；

4）降低成本，減少通貨膨脹的壓力，加強中產階級；

5）改善移民系統。其中，新能源投資相關法律包括了將稅收抵免政策（ITC）延長十年。

如若通過錦上添花，假設未通過2022-2024年美國仍處于ITC退稅帶來的搶裝周期。

其他激勵政策共同助力美國光伏市場發展。除了投資稅收抵免政策外，美國還有對光伏的財產及銷售稅激勵政策。財產稅和銷售稅激勵是全國范圍內最常見的太陽能激勵類型。有36個州對太陽能系統采取了財產稅減免政策，或者授權地方政府實施財產稅減免政策。

雖然這些免稅措施大多適用于太陽能裝置的全部附加值，但一些州的財產稅激勵措施適用于附加值的某個百分比，或者只允許在一定年限內免稅。另有22個州對太陽能系統免征銷售稅。

與財產稅優惠政策一樣，大多數太陽能的銷售稅優惠政策提供了全免。在華盛頓，100千瓦以下的太陽能系統有資格獲得全額銷售稅豁免，而100千瓦以上和500千瓦以下的系統有資格獲得50%的豁免。

凈電量結算刺激戶儲需求，配額政策指引長期空間

凈電量結算（NetMetering）政策是目前美國各州實施最為廣泛的政策，凈電量結算本質上是一種計費方式，允許客戶利用太陽能自身發電，同時多余電量可出售給電網減少未來電費。

以戶用光伏為例，屋頂電站白天發的電一般大于用電需求，此時可通過電表倒轉的方式提供家庭晚上或其他時段的用電需求，客戶只需求為其“凈”電量使用付費。凈電量結算模式相當于將電網作為一個天然的大型儲能站，可以實現光伏發電的全額消納，而不用考慮自發自用、發電與負荷匹配等用電方面的問題。

引入電網接入費。為了鼓勵更多的“光儲”裝機，越來越多的州開始考慮對凈電量結算客戶收取費用并對配套儲能的客戶給予回扣補償。2021年紐約和南卡羅來納州批準了基于新凈電量客戶收取電網接入費，同時加州和北卡羅來納州也在考慮引入電網接入費。提議的電網接入費差異較大，在0.36-11.09美元/kW不等。

部分州將凈電量結算（netmetering）改為凈計費（netbilling）模式。凈計費和凈電量結算的主要區別在于計費方式的不同，凈計費客戶輸回電網的多余電量是按照“避免成本”電價而不是零售電價，“避免成本”電價一般等于或者低于電網從發電廠購買的批發電價，也就是電網不必花費更多費用來購買相等電量的價格。因為并網電價比零售價便宜，使得客戶使用儲能的收益進一步提升。

配額制政策的本質是要求公共事業企業生產或獲取一定量的風能、太陽能等可再生能源。美國配額制（RES）政策有各種變體，包括清潔能源指標（CES，CleanEnergyStandards，涵蓋核能和天然氣等低污染的不可再生能源）和可再生能源目標等，因此在美國配額制也稱為可再生能源組合指標（RPS，RenewablePortfolioStandards）。

截止到2021年6月，美國已有27個州擁有可再生能源或清潔能源指標，并且各州能源目標也在不斷更新上調，顯示出各地區零碳目標的決心，支撐美國光伏長期高速增長。

1）2021年2月特拉華州提高了其整體的RPS目標，到2035年，可再生能源發電在電力銷售中的份額達到40%，而之前的目標是到2030年達到28%。

2）2021年7月，俄勒岡州立法機構將該州的CES提高到2040年清潔能源的銷售份額為100%。零售電力供應商必須在2030年之前將二氧化碳排放量在2005年的基礎上減少80%，在2035年之前減少90%，最終2040年達到100%的無碳目標。

3）2021年9月，伊利諾伊州將其整體的RPS目標提高到2040年可再生能源發電量達到50%，取代了之前的2026年25%的目標。

4）2021年10月，北卡羅來納州將其CES目標提高到2050年100%的電力銷售來自碳中和發電，之前的目標是到2021年12.5%的銷售來自可再生能源發電。該立法包括一個臨時目標，即到2030年，該州公共電力公司擁有或運營的發電設施的二氧化碳排放量比2005年的水平減少70%。

5）2021年12月，監督發電的內布拉斯加公共電力區（NPPD）批準了一個目標，即在2050年實現100%無碳發電。內布拉斯加在2020年的年度總發電量中有41%來自無碳能源，這被認為是新的100%清潔能源標準政策的起點。

貿易摩擦風波再起，整體方向邊際改善

美國對本土光伏貿易保護已經長達10余年：

早在2011年11月，美國商務部宣布將對中國輸美光伏電池展開反傾銷和反補貼“雙反”調查；

2018年1月啟動201條款，對從中國進口的太陽能電池片征收30%的關稅，為期四年；

2018年9月啟動301條款，對3250億美元的中國進口產品征收10%的關稅，后續提高至25%。

2021年6月美國海關和邊境保護局（CBP）發布了暫扣令（WRO），指向強迫勞動太陽能項目組件采購合同避險策略，禁止從合盛硅業及其子公司進口金屬硅，以及使用合盛硅業衍生或生產的光伏產品。

2022年2月4日表示，將把對進口太陽能電池和組件的201條款關稅再延長四年，并在第五年、第六年、第七年和第八年逐年遞減稅率。但電池片的免關稅配額將從2.5GW上升到5GW，對雙面組件將不征收關稅。

2022年3月，美國擬對越南、泰國、馬來西亞、柬埔寨進口光伏組件產品發起反規避調查。

當前，從中國直接出口組件至美國將要面臨的是“雙反+201+301+WRO”，中國企業從東南亞出口至美國面臨的是“201+反規避+WRO”，因此，不管從中國還是東南亞出口組件至美國，貿易壁壘高企。

今年以來，中美組件貿易摩擦變動頻繁，當前時點整體邊際轉好：

1）對于WRO，2月底3月初因新疆硅料問題暫扣美國海關的組件陸續放行，且明確輸美廠家若使用非新疆地區中國硅料需簽署聲明書、提供水單等可追溯文件即可放行。

2）對于反規避，5月2日，美國貿易代表辦公室發布備忘錄，明確使用來自中國的多晶硅在中國境外生產的硅片不受調查約束，具備東南亞硅片產能的企業于5月9日前提交。

3）對于301，5月3日，美國貿易代表辦公室宣布，四年前依據所謂“301調查”結果對中國輸美商品加征關稅的兩項行動將分別于今年7月6日和8月23日結束。國內出口逆變器25%的關稅若取消，對應美國市場量利有望改善；組件反傾銷通過上訴最新終裁部分稅率可達到0%，但周期需三年以上，且考慮反補貼稅率15%和201的稅率15%，直接出口稅率依然高企，因此“301”取消對組件出口短期刺激不明顯，但是輸美貿易摩擦進一步緩和的方向明確。

最為重要的是，即便是如此強勢的長達十年的貿易保護，美國本土制造業仍然不具競爭力，未來面對技術成本優勢遙遙領先的中國光伏制造產業鏈，美國的差距只會越來越大。

根據EIA數據，2020年度美國可用組件容量為24.03GW，其中進口的光伏組件為19.29GW，達到90%，本土生產的僅有2.379GW，不到10%。

進一步看進口組件結構，超過42.3%來自越南，大部分都是中國廠商在越南設立的組件工廠，包括天合、阿特斯、協鑫，以及隆基收購的越南光伏等。23%左右來自韓國和泰國，韓國或為韓華，泰國的進口組件則主要來自天合、騰暉、阿特斯等在泰國設立的組件制造工廠。

從馬來西亞有3.23GW的進口，占比16.7%，大概率為FirstSolar的馬來西亞工廠生產的薄膜組件返?銷美國本土。從北美地區還有1.73GW組件進口，可能是來自墨西哥，或者加拿大的阿特斯。

因此，美國組件供應一半以上都需要依靠中國制造企業。此外，考慮到201條款仍然留有2.5GW的免稅晶硅電池，和2020年度的2.37GW組件產量基本吻合，美國或幾乎無本土電池片產能。因此，中國企業中長期受益于美國市場高增無疑。

PPA價格持續上漲，電站收益率仍良好

最近兩年在光伏產業鏈價格上漲，電價上漲的背景下，美國光伏PPA價格亦持續上漲。2022Q1，美國光伏PPA價格達到36.31$/MWh，同比增長15.8%，環比增長6.0%。

據我們測算，系統價格不變的情況下，PPA價格每上漲1$/MWh，對應IRR可以提升0.04pct左右。因此，目前美國市場光伏電站的收益率實際上依然相對良好。

展望：2022H2仍存超預期可能，中長期光儲大時代開啟

光伏結構性需求向好，擾動因素有望淡化

展望后續，結構上看，加州、德州有望繼續主導美國光伏市場發展。美國光照資源豐富的地區主要集中在西南部，天然的資源稟賦奠定了該區域光伏迅猛發展的基礎。其中，加州歷來是美國光伏的主導者。

繼2019年加州要求新增住宅強制安裝光伏后，加州又更新了其建筑能效標準，CECTitle24，要求所有商業建筑配備太陽能和儲能，預計將進一步支撐加州光伏裝機持續高增。

2019-2021年美國實現光伏新增裝機13.3、19.2和23.6GW，同比增長25.5%、44.4%和19.0%。2021年加州光伏發電量約32.6GWh，占到全國總光伏發電量的1/3，遠高于第二和第三名的德克薩斯州和北卡羅萊納州。

同時，其他地區的光伏發電量也在快速跟進，如第二和第四名的德克薩斯州和佛羅里達州分別同比增長52.2%和29.1%，高于加州7.8%的增速。

整體上看，2022H2貿易擾動因素有望淡化，需求進入加速階段。當前時點，一方面俄烏沖突下天然氣價格上漲、電價上漲，結合ITC延期及各州規劃目標，潛在的新能源需求依然旺盛，特別是受鋼材價格上漲影響較小，價格敏感度相對低的戶用光伏；另一方面當前貿易保護造成供應鏈限制，同時產業鏈價格仍處高位，實際需求受到一定擾動。

我們認為2022H2是否實現超預期的核心，在于貿易政策的裁定結果，結合備忘錄及“301”或取消等貿易摩擦緩解信號，方向上預計將逐步改善，貿易擾動造成的影響有望逐步淡化，2022年美國光伏需求仍有望保持增長。謹慎/中性/樂觀預期下，我們預計2022年美國新增光伏裝機分別為21.6、24.0、27.5GW，同比-7%、+2%、+17%。

即?便是極端情景下，我們認為亦不乏結構性超預期的可能，即東南亞有硅片企業的企業盈利能力有望大幅提升。更為重要的是，中長期來看，美國支持新能源發展的方向及光伏發電性價比提升的趨勢不變，2023年裝機同比增速或超40%。

各種政策積極+電力市場完善，驅動儲能高增

2020年美國是除中國外第一大儲能市場，新增裝機規模為1.5GW，占全球總裝機量的29%。美國儲能市場近年迎來爆發，2019、2020年分別實現新增裝機量1.1、3.8GWh，同比增長44%和237%，我們預計2021年增幅將進一步擴大，新增裝機量接近15.3GWh。美國儲能市場的高增得益于政策推動以及完善的電力交易市場。

1）美國各州相繼設立儲能裝機目標和要求，儲能發展環境良好。加州在2013年就提出了在2020年儲能達到1325MW的裝機目標；俄勒岡州2020年儲能容量要求達到至少10MWh；馬薩諸塞州2020年儲能容量目標達到200MWh，2025年目標到1000MWh；紐約州2025年儲能功率目標達到1500MW，2030年到3000MW；新澤西州2021年儲能功率目標達到600MW，2030年到2000MW；內華達州2030年儲能功率目標達到1000MW，弗吉尼亞州2035年儲能功率要求達到3100MW。

2）電力交易系統完善，亦是美國儲能市場較為發達的主要原因。聯邦能源管理委員會（FERC）于2018年2月15日發布了具有里程碑意義的、兩黨一致同意的第841號命令，其中指示區域電網運營商消除儲能參與批發市場的障礙。通過指導區域電網運營商制定規則，向儲能開放容量、能源和輔助服務市場，該命令確認儲能資源必須為所提供的所有服務進行補償，并朝著儲能與其他能源資源公平競爭的方向發展。841號命令為儲能資源在所有電力批發市場的運作建立了明確的法律框架，并擴大了可滿足電力系統需求的競爭解決方案的范圍。

在此背景下，我們預計美國儲能將在2022-2023年迎來爆發，新增裝機分別達到23.6、32.9GWh，同比增長54%、39%。到2025年，美國新增儲能裝機有望接近60GWh，四年CAGR約40%。

資料來源：未來智庫

原文始發于微信公眾號（光伏產業通）：美國光伏政策、現狀及未來預期