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户用储能行业深度研究:高成长性赛道,放眼全球舞台

  • 未来智库
  • 2022年11月23日07时

(报告出品方/作者:平安证券,皮秀、张之尧)

一、 户用储能:服务家庭用户,千亿产业崛起

1.1 户储即家庭用户侧储能系统,将成为新型电力系统的重要部分

储能是提高电力系统可靠性、促进新能源消纳的关键技术。储能是将不易储存的电能转化为机械能、化学能等形式储存起来, 以便需要时使用的技术。储能系统可以动态吸收并储存来自发电侧或电网的电能,在需要时释放,从而改变电能生产、输送 和使用同步完成的模式,使得实时平衡的“刚性”电力系统变得更加“柔性”,有效提高电能质量和用电效率。储能可用于 电力系统的各个环节,包括发电侧、电网侧和用户侧。发电侧:发电侧储能系统可提供调峰、调频、备用容量等功能,提高供电质量和稳定性;对于可再生能源并网,配备 储能可以解决风、光等新能源出力特性与用电负荷不完全匹配、调度困难等问题,大幅提高可再生能源消纳水平。电网侧:电网侧储能系统可用于电网侧调峰调频等辅助服务,同时可用于缓解电网阻塞,提高输配电能力,从而延缓 输配电扩容升级。用户侧:安装主体为电力用户,包括家庭用户和工商业用户。安装用户侧储能,有助于家庭用户和工商业用户节约用 电成本,并保障用电稳定性。

户用储能(户储)是指用于家庭用户的储能系统。户用储能系统通常与户用光伏系统组合安装,为家庭用户提供电能。白天, 光伏所发的电能优先供本地负载使用,多余的能量存储到蓄电池,在电能仍有富余的情况下可选择性并入电网;夜间,光伏 系统无法发电时,蓄电池放电提供电能供本地负载使用。户用储能系统可以提高户用光伏自发自用程度,减少用户的电费支 出,并在极端天气等情况下保障用户用电的稳定性。对于高电价、高峰谷价差或电网老旧地区的用户,购置户储系统具备较 好的经济性,家庭用户有购置户储系统的动力。户储单机装机规模较小,主要采用电化学储能路线。户用储能装机规模通常在 10kWh 级,与通常在兆瓦时级以上的发电侧/ 电网侧/工商业储能相比,单机规模小得多。不同于大型储能的多种技术路线选择(抽蓄、压缩空气、电化学、飞轮储能等), 户用储能通常采用装机规模灵活、产业链成熟、易于量产推广、安装运维简便的电化学储能路线。户用电化学储能系统通常 由电池组、电池管理系统(BMS)、储能变流器(PCS)和能量管理系统(EMS)构成,其中储能电池和变流器是价值量较 高的核心环节。



户储与大型电力储能、工商业储能互为补充,赛道成长性和盈利性好。户用储能与户用光伏配合使用,属于分散布局、就近 利用的储能形式,可以很好地适应分散的电力需求和资源分布,将和大型储能系统并行发展、互为补充,成为以可再生能源 为主体的新型电力系统的重要组成部分,发展空间广阔,且赛道盈利性好。与大型储能系统相比,户用储能单体投资规模较小、投资主体分散、部署灵活,赛道具备迅速爆发的潜力,成长性高。户用储能的投资方为终端用户,其用电电价显著高于集中式电站对应的并网电价,户储更容易获得经济性,因此用户 对户储系统的价格敏感度相对较低,上游材料成本易于传导;加之 2C 赛道可产生品牌溢价,赛道参与者盈利能力优良。

1.2 户储产业方兴未艾,欧洲、美国是主要市场

全球储能市场高速增长,用户侧储能是重要驱动力之一。根据弗若斯特沙利文数据,2021 年全球储能系统新增装机容量达 25.2GWh,同比增长 133.3%,其中发电侧、电网侧和用户侧装机分别为 14.4、2.7、8.1GWh。从装机容量来看,用户侧储 能(包括户用和工商业储能)占据储能市场的 32.1%;用户侧、特别是户用储能终端产品单Wh 价格高于发电侧和电网侧储 能,用金额表示的市场占比将更高,是储能市场的重要组成部分。

欧洲、美国引领发展,户用储能赛道迎来高速增长。2021 年以来,在高电价和能源安全需求驱动下,全球户用储能需求迎 来爆发,高工产研估计,2021 年全球户用储能新增装机 6.4GWh,2022 年新增装机将达到 15GWh。欧洲和美国是全球户 用储能装机主力,各占据约全球 1/4 的市场。



我们认为,欧美户储市场高度景气,未来具有广阔的成长空间。欧洲户储市场:碳中和与能源独立目标引领政策制定,能源结构和冲突催化导致高电价。高用电成本、政策补贴两方面因素 下,户用储能系统具备优良经济性,带动用户需求高增长。历史数据:欧洲户储已具规模,增长强劲。根据 Solar Power Europe 数据,2020 年欧洲户储新增装机量1.07GWh, 2015-2020 年复合增长率 55%;2021 年(估计)欧洲户储市场规模 1.82GWh,较上年增长 70%。地域结构:现阶段,德国是欧洲户储市场装机主力,2020 年户储装机 749MWh,占欧洲总装机的 70%。空间预测:我们测算,到 2025 年,欧洲户储市场空间将达到 10.2GWh,2021-2025 年复合增长率 53.7%;2025 年欧 洲户储市场装机总量将达到 33.8GWh。

美国户储市场:节省电费和保障用电是用户配备户储的核心动力,ITC 补贴和地方政策支持进一步提高配储积极性,市场空 间有望打开。历史数据:美国户储基数尚小,增势迅猛。根据 USITC 数据,2020 年美国户用储能装机 235MW/540MWh,对应 2017-2020 年复合增速分别为 162%/165%。地域结构:现阶段,加州是美国户储装机主力。2020 年,加州户储装机量占全国的 57%;夏威夷是第二大市场,装机 量占全国的 16%。空间预测:我们测算,到 2025 年美国户储市场空间将达到9.5GWh,2022-2025 年复合增长率 68.9%;2025 年美国 户储市场装机总量将达到 24.3GWh。

全球户储市场规模有望达到千亿级。考虑户储在澳、日、拉美等其它国家和地区的渗透,假设 2025 年欧、美户储市场占全球市场 的 40%,则 2025 年全球户储新增装机需求可达 50GWh。按照每套 10kWh 储能系统(包括电池系统和变流器)价值量 1 万美元计 算,单 GWh 对应 10 亿美元(70 亿人民币)市场空间,未来全球户储市场空间可达千亿级。

二、 欧洲户储市场空间及驱动因素

2.1 市场回顾:户储市场维持高增长,德国为装机主力

欧洲储能装机结构以户用为主,户储市场近年持续增长。与美国、中国以大型储能装机为主的模式不同,欧洲储能装机以户 用为主,2021 年户用储能占欧洲储能装机的 46%。从户储装机量来看,根据SolarPower Europe 2021 年 11 月发布的《欧 洲户储市场展望 2021-2025》,2020 年欧洲户储新增装机量 1.07GWh,2015-2020 年复合增长率 55%;SolarPower Europe的乐观估计下,2021 年欧洲户储市场规模 1.82GWh,较上年增长 70%。2022 年上半年虽无市场规模更新数据,但 GGII 调研显示,上半年户用家储所需电池模块和变流器需求火爆,产品交期拉长30%~80%不等,侧面反映了市场增势强劲。



德国是欧洲户储装机主力,2021年市场规模达 13亿欧元。从区域市场结构来看,德国目前是欧洲户用储能装机主力,2020 年户储装机 749MWh,占欧洲总装机的 70%。根据德国联邦储能协会 BVES 测算,2021 年德国户用储能市场规模达到 13 亿欧元,累计装机 43万台;BVES 预计 2022 年德国户储累计装机量将突破 50 万台大关,折合装机规模 2.5GW/4.4GWh。

2.2 驱动因素:政策鼓励、高电价推动,经济性驱动欧洲户储高成长

(一)能源战略引领,政策鼓励欧洲户储推广

碳中和与能源独立两大目标推动下,欧洲大力发展可再生能源。

碳中和:欧洲是全球双碳战略的引领者之一,在践行减碳节能方面走在全球前列。2021 年 7 月 14 日,欧盟发布“Fit for 55”一揽子计划,以实现 2030 年温室气体排放较 1990 年减少 55%、2050 年实现碳中和的目标。“Fit for 55”一揽子 计划中的《可再生能源指令》(Renewable Energy Directive,RED II)设定了 2030年可再生能源占比需达 40%的目 标,大力推进可再生能源投资。

能源独立:欧洲对能源进口依赖性强,2020 年欧盟近 60%的能源需求由净进口满足;俄罗斯是欧洲能源进口的主要来 源国。俄乌冲突催化下,欧洲意图摆脱对俄罗斯能源的依赖。2022 年 5 月,欧盟委员会公布“REPower EU”计划,力求通过可再生能源装机、用户侧节能、寻找新的能源供应国等方式,寻求能源独立。“REPower EU”将欧盟 2030 年 的可再生能源目标由 40%提高到 45%,进一步鼓励可再生能源装机。



户用光伏及储能系统,是欧洲可再生能源发展一大重点。欧洲重视个体/家庭用户作为能源生产者的潜力。2019 年起,欧洲 推出“为所有欧洲人提供清洁能源”(Clean energy for all Europeans)一揽子计划,补贴个人能源投资、完善电力市场设 计,旨在“使个人消费者更容易生产、储存或销售自己的能源;提高账单透明度和选择灵活性,保障消费者权利”。个人/家 庭用户可再生能源投资的主要形式即为户用光伏和配套的储能系统。发展户用光伏有助于充分利用家庭屋顶资源,并推动个 人资金进入可再生能源领域,进一步提高可再生能源渗透率;而配备储能有助于提高用户自发自用的比例,减小输配电能量 损耗和电网调度压力,是政策鼓励的发展方向之一。

储能系统是实现“自消费”的关键,政策鼓励户用储能推广。与集中式可再生能源发电不同,户用光伏发电规模小而分散, 主要用于满足“自消费”(Self-consumption)而非上网售电需求。“自消费”可理解为两层含义:一是电力的自行生产,即允许终端用户生产电力,从电力消费者(consumer)的身份转变为“产消者”(“prosumer”);二是电力的自发自用,即自行消纳所发电量,提高自用电量在自发电量中的比例。户用光伏系统承担电力自行生产的功能,它仅在白天发电,而家庭用户用电高峰主要在夜间,安装储能系统可大幅提高自用 率。欧洲现行政策中,对户用储能起推动作用的主要有“净计费”和投资补贴两方面政策。

“净计量”和“净计费”是户用光伏用户余电补偿方式的两种主要类型。户用光伏发电出力曲线和家庭用户用电的负荷不完 全匹配,用户在发电出力不及负荷时需要从电网购电,无法消纳发电量时则需要将余电上网。对于用户未使用的余电,电网 主要有两类补偿方式:一种称为“净计量”(Net-metering),采用能量流的形式对余电进行补偿;另一种则称为“净计费”(Net-billing),采用资金流的形式对余电进行补偿。净计量:用户可根据向电网输送的电量,从自己的电费账单中扣除一部分,只为消费的“净”电量付费。若当月用电 量小于发电量,未使用的部分可转换为信用额度,用于在未来一定时限内(例如一年)抵消用电电费。净计量模式下, 余电以用电电价(或一定比例,如 80%)计价,但无法提现。净计费:用户自发电不满足使用时,以终端用电电价从电网购电使用;未使用的电量以上网电价入网,实时计费,抵 扣用电支出。各国净计费采用的上网定价各不相同,可以为FiT(经补贴的可再生能源上网电价)、FiP(市场上网电价 +补贴)、市场上网电价等,低于用户用电电价;且补贴部分正逐步退出,用户用电电价和上网电价之间价差持续拉大。

净计量模式下用户储能需求不明显,净计费模式为配储“自发自用”实现经济性提供基础。“净计量”模式可有力促进用户 自行生产电力,但对电力的自行消纳无促进作用;而“净计费”模式下用户具备配储“自发自用”的动力。净计量政策对用户自发电的补贴程度最大,用户配置户用光伏的动力强,可以有效鼓励用户自行生产电力;但这一模 式相当于将用户不匹配需求的发电量“存储”在电网侧,由电网承担电力调度和储存的责任,用户配储动力较弱。净计费模式下,由于上网电价通常低于用电电价,用户仅配备户用光伏的收益有限,需要通过配置储能系统,来尽可 能提高自行消纳的比例。在高用电电价的情况下,随着储能系统度电成本逐渐下降,用户配置储能系统满足电力需求 的做法展现出较好的经济性。

目前欧洲主要市场已均采用“净计费”政策,现行“净计量”的国家也存在退出计划,光伏配储有望进一步成为刚需。目前 欧洲户储装机的主要市场包括德国、意大利、英国、奥地利等,均采用净计费政策;采用净计量政策的国家包括比利时、丹 麦、荷兰、葡萄牙等。“净计量”政策对户用光伏装机的激励作用明显,但其补贴额度较高,难以持续,在分布式新能源较 为成熟的市场,“净计量”已呈现退出趋势。波兰曾使用净计量政策鼓励户用光伏装机,但其净计量政策已于今年退出;比利时 10kW 以下的户用光伏系统采用“净计量”,但部分地区宣布将退出净计量政策;荷兰相关部门 2020 年提出一项议案,计划以每年 9%的幅度退出净计量,但尚未通过;目前,业界正在重新讨论退出 净计量政策的具体节奏。随着“净计量”进一步退出,家庭用户提高电力自用率的需求迫切,需要为户用光伏配置储能系统,通过电力自发自用实现 经济性。



各国推出户储投资补贴政策,降低用户初始投资成本。除了退出净计量、采用净计费并逐渐降低并网补贴外,德国、意大利 等国家部分地区也推出一定的政策补贴,鼓励家庭用户配储。

(二)用电成本高企,经济性驱动欧洲户储走上快车道

节约电费支出是家庭电力用户购置储能系统的核心驱动因素。欧洲家庭用电价格高昂,2021 年下半年以来,受天然气涨价 影响,欧洲各国电价高涨,家庭用户电价进一步水涨船高,用户实现能源自给的意愿强烈。户储装机可大幅节约用户电费支 出,装机经济性逐渐凸显,驱动户储市场迅速爆发。天然气价格高涨,大幅推升欧洲电价。2021 年下半年以来,欧洲天然气批发价格不断攀升。2022 年初以来,在俄乌冲突等 事件催化下,欧洲天然气批发价格一度达到历史高位。欧洲各国电价随之高涨,截至 2022 年 6 月,德国、意大利、希腊等 国批发电价涨幅已超过 200%,达到 250 欧元/MWh 以上。IMF 估计,能源价格的飙升将使 2022 年欧洲家庭的生活成本平 均提高近 7%。



欧洲“择优顺序”定价机制下,电力批发价格与天然气价格高度相关。欧洲主要的电力交易市场清算价格基于“择优顺序曲 线”(Merit order curve)确定。交易所根据各发电机组报价由低到高排列,价低者优先成交,直至累计交易量满足该时段电 力需求。最后成交的“边际机组”报价即为市场统一的交易价格。风、光等可再生能源和核电机组发电的边际成本最低,优 先成交;在核电和煤电机组退出、可再生能源发电出力稳定性和可调度性不足的情况下,天然气发电机组成为了欧洲绝大部 分电力市场交易中的“边际机组”,欧洲电力现货价格与天然气价格基本挂钩。根据 IMF 的测算,自 2021 年第 1 季度以来, 欧洲批发电价的涨幅中 90%源于天然气价格上涨,而其余的 10%可由欧盟排放交易体系(ETS)中较高的碳价格解释。

受高税收、能源附加费等影响,家庭用户用电价格水平更高,显著高于户用光储度电成本。除批发电价和电力公司毛利外, 家庭用户用电价格还包括电网费、各项税费等组成部分,购电成本高昂。以德国为例,2020 年家庭用户(年电力消耗量 3500kWh 以下)电价平均为 32 欧分/kWh,其中批发电价+毛利、电网输配电费用各占 1/4,而可再生能源附加、增值税、 电力税等各项税费共计占家庭用户用电价格的一半以上。2020 年,欧洲 8 个电价最高的国家中,税费占电价 30%及以上的 有 7 个。天然气价格居高不下、电网和税费存在一定刚性的情况下,欧洲家庭用户电价已明显高于户用光储度电成本。



户用光储系统具有优良的经济性。我们参照 BVES 在 2021 年发布的一篇政策报告中采用的假设,假设用户采用 8kW 光伏 系统,全年发电量 8000kWh;配备 5kW/10kWh 储能系统;用户全年用电量 6000kWh。用电价格 0.37 欧元/kWh(BDEW 测算,2021.4-2022.4 德国家庭平均电价),上网电价 0.09 欧元/kWh(SolarPowerEurope 数据)。在上述假设下,户用光储 系统的投资回收期为 4.81 年,20 年使用周期(第10 年再次进行储能电池投资)IRR 为 19%,已具有优良的经济性。

敏感性分析:政策补贴可以有力提升户储经济性;电价即使回落,户储仍具备经济性。若考虑补贴等因素,相同电价情况下, 光储系统初始投资成本每降低 1000 欧元,IRR 提升约 3%,投资回收期约减少 0.4 年。根据前文提及的政策,10kWh 储能 系统在部分地区可获得 1000-3000 欧元的补贴,使户储经济性进一步凸显。若考虑后续天然气价格企稳或电费改革使居民 电价回落,在系统成本不变的情况下,电费降低到0.25/kWh 时投资回收期 6.81 年,用户仍将具有配储动力。

2.3 市场空间:欧洲户储崛起,预计 2025 年累计装机 34GWh

我们测算,2025年,欧洲户储新增装机量有望达到 10.2GWh,2021-2025年复合增长率 53.7%;2025 年欧洲户储累计装 机量有望达到 33.8GWh。我们采用的原始数据和测算假设大致如下:户用光伏数据:户用光伏累计装机量和装机增量数据均来自 IEA 2021 可再生能源报告(2021.12 发布)中的统计和预 测数据。配储比例和配储时长:我们假设 2022-2025 年,新安装的户用光伏系统配储比例(用功率表示)分别为 28%/35%/40%/43%,存量户用光伏年内购置储能系统的比例分别为 2.5%/4.0%/5.0%/5.5%,配储时长分别为 1.7/1.8/1.9/2.0h。在上述假设下,我们测算 2022/2023 年欧洲户用储能新增装机量分别为 4.0 和 6.3GWh,同比增速分别为 120.2%和 56.9%;2025 新增装机量有望达到 10.2GWh,累计装机 33.8GWh。



三、 美国户储市场空间及驱动因素

3.1 市场回顾:户储市场爆发在即,加州为主要市场

美国储能市场增长迅速,目前装机以表前为主。2021 年,美国储能新增装机 3.5GW/10.5GWh,2016-2021 年复合增速(GWh) 达 96.5%。美国储能装机以表前装机(电源侧、电网侧大型储能)为主,表前装机占 2021 年全美装机容量的 79%,用于调 峰、调频等应用。

美国户储装机增长迅速,光伏配储渗透率大幅提高。根据 USITC 数据,2020 年美国户用储能装机 235MW/540MWh,对应 2017-2020 年复合增速分别为 162%/165%。美国户储系统在光伏系统中的渗透率快速提升,EnergySage 调查表明,2021 年全美光伏安装商(包括户用和非户用)新安装的光伏系统中,有 28%配备了储能系统,远高于 2017 年的7%;上述安装 商在 2021 年接待的光伏潜在客户中,已有50%对储能表现出兴趣,而 2022 年上半年,对配储感兴趣的客户进一步飙升到 68%。随着美国户用光伏系统的进一步发展,户储装机仍存在广阔的增长空间。Wood Mackenzie认为,随着户储系统加速 发展,到 2023 年美国有望接棒欧洲,成为全球最大的户储市场,占据全球户储市场空间的 43%。

现阶段,加州是美国户储最大市场。从户储装机的地区结构来看,2020 年,加利福尼亚州是美国最大的户储市场,户储装 机量占全国的 57%;夏威夷是第二大市场,装机量占全国的 16%。加州户储领先全美的原因,一方面在于该州太阳能资源 优越,光伏装机量居全国首位,为户储配置提供了空间;另一方面,该州发布的自发电激励计划(SGIP)对户储装机形成 了有效激励,后文将进一步探讨。



3.2 驱动因素:节省电费和保障用电是用户核心诉求,ITC 补贴大力助推行业爆发

“节省电费”和“保障用电”,是美国户储用户装机最重要的两个考量因素。EnergySage 调研了消费者关注储能系统(询 价或购买)的主要原因,2022 年上半年,44%消费者将“节省电费”作为首要考量因素,而 33%消费者将“提供备用电源” 作为首要考量因素。由于美国存在电价高昂和电网稳定性差等问题,“节省电费”和“提供备用电源/保障用电稳定性 (Resilience)”一直是用户考虑户储系统的前两大原因。除了前两个因素外,用户配储的动力还包括“提高自发自用率”、 “完全脱离电网依赖”等。

美国电网设施老旧,加之极端天气影响,导致断电事故频发,保障用电成为储能配置的重要诉求。美国电力基础设施承受极端天气扰动的能力有限。美国电力基础设施始建于 20 世纪初,输配电线路中有较大比例已达 到使用寿命,可靠性大受影响。电网老化和可再生能源并网扰动下,电网对冲击的响应能力不足,更容易在极端天气 下产生断电事故。美国电网系统由三个独立运行的部分构成,电网间可调度容量有限。美国电网系统由东部互联、西部互联和德州电力 可靠性委员会三个部分组成。三大系统基本独立运行,三大电网间电力传输有限,发生事故后跨电网获取电力的难度 大,导致断电后需要较长时间恢复。与此同时,全球气候变暖趋势下,美国野火、龙卷风等极端天气现象较从前更为频繁,导致断电事故频发。根据 EIA 数据, 2020 年美国电力用户年人均断电时长达 8h。DOE 统计数据显示,2021 年全美由极端天气导致的大型停电事故(单次影响 范围 5 万人以上)接近 150 起。在电网独立运营的用电大省德州,以及野火频发的加州,极端天气导致的停电事故尤为频 繁,2019 年至 2021 年由天气导致的停电事故分别约 80 起和 44 起。在发生断电时提供储备电源,保障用电,成为美国用 户安装储能系统的重要动力之一。



节省电费是用户配储的重要动力,净计量退出、分时电价等机制下,储能系统逐渐显现经济性。净计量退出:分布式光伏仅在白天发电,但家庭用户的用电高峰在夜间,发电和用电时间不匹配,配置储能可以帮助 用户将白天多发的电储存起来,供夜间使用。净计量政策退出后,用户用电价格高于售电价格,用户有动力配置储能 增大自用比例。分时电价:用户在一天中不同时间用电电价不同、存在峰谷价的情况下,储能系统可以在低谷时段通过电网或自用光 伏电池板充电,高峰时段放电供负载使用,从而避免在高峰时段从电网用电,有效节省电费。

目前美国大多数州实行净计量政策,但已呈现退出趋势,户储在净计量退出的州发展迅速。根据DSIRE(可再生能源激励 数据库)数据,截至 2022 年 3 月底:美国 33 个州名义上强制使用净计量政策,但具体规定余电可获补偿的时长、额度、上限等存在区别,不全是绝对意义 的“净计量”,用户仍可能存在配储的动力;加州等 5 个州正在探索过渡至净计量之外的政策(如净计费),逐步退出补贴;夏威夷等 7 个州采用非净计量的政策(主要为净计费政策);德克萨斯州和爱荷华州 2 个州没有强制净计量政策。结合前文数据,非净计量的加州、夏威夷州已成为美国户储装机主要市场,引领美国户储增长;随着各州净计量政策逐步退 出,美国户储市场空间有望进一步打开。



部分州用户强制或可选分时电价机制,用户可通过配储进一步降低用电成本。分时电价(Time of Use,TOU),是根据用电 的不同时间采取不同费率的定价方案。目前,美国大多数地区,分时电价是一种可选的计划,用户可根据自身需求与公用事 业公司签约,采用固定电价或分时电价向其购电;加州现行政策强制户用光伏用户使用分时电价计划;亚利桑那州,伊利诺 伊州,马里兰州,密西西比州和纽约州则正在推进分时电价计划。

对于公用事业公司而言,分时电价有一定可取之处:一方面,用电高峰时段,电网需要通过额外火电机组供电或向外 购电,供电成本上升,分时电价有助于向用户传导这部分成本,保障其利润空间;另一方面,随着分布式光伏装机量 上升,用户发电和用电时间的不匹配会导致用电净需求量形成“鸭形曲线”,对电网形成冲击,分时电价可以鼓励用户 自发错峰用电,降低电网调度压力。

对于用户而言,分时电价可为其提供通过电池储能进一步减少用电成本的机会。用户可以通过储能、负荷管理(例如 定时使用洗衣机等电器)等方式,尽可能地多使用谷价电,进一步降低用电成本。例如,南加州爱迪生公司目前为安装户储电池的电力用户提供特殊的分时电价计划“TOU Prime”,用户低谷用电价仅$0.15/kWh,比该公司其他计划中 的最低价格还便宜 5 美分,这使得月用电量 1000 度的用户每月可节省 50 美元电费,经济性优良。随着分时电价机制推广,用户有望通过配储实现电费节约,同时公用事业公司也可降低电网调度负担,呈现双赢。因此,分 时电价有望成为户用储能的又一经济性驱动因素。

联邦和各州提供补贴政策,成为配储“临门一脚”。根据 EnergySage 2021 年对储能安装商的调研,初始投资成本过高是其 销售储能系统的最主要阻碍因素。2022 年 8 月联邦“降低通胀法案”(IRA)加大了储能系统可获得的免税额度,加之各州 层面提供的补贴政策,有望大幅降低户储初始投资金额,鼓励用户作出储能系统投资决策,成为配储的“临门一脚”。

IRA 允许储能独立获得免税,并延长了投资税收抵免期限,大幅利好户储建设。清洁能源投资税收抵免(ITC)是美国长 期采用的新能源鼓励政策,安装可再生能源设施的主体可获得税收抵免,降低初始投资金额。根据先前规定,2020 年 至 2022 年安装的太阳能系统的税收抵免上限为 26%,2023 年安装的系统为 22%;储能系统作为光伏系统的一部分获 得税收抵免,要求每年 70%以上时间与光伏阵列直接连接,单独的储能系统无法获得税收抵免。IRA 将 ITC 期限延长 10 年,税收减免额度提升到 30%,且允许 3 kWh 以上的储能系统独立获得 ITC,对储能的激励加大。



以加州为例,地方政策激励进一步驱动户用储能发展。加州自发电激励计划(Self-Generation Incentive Program,SGIP) 启动于 2001 年,是美国历时最长且最成功的分布式发电激励政策之一。2011 年开始,SGIP 将储能纳入支持范围。现 行的 SGIP 政策中,户用储能用户可获得每 kWh 200 美元的补贴。以 13.5kWh 的特斯拉Power Wall 为例,EnergySage 测算,安装特斯拉 PowerWall储能系统的总投资在 1.17-1.47 万美元, 根据 2021 年 6 月标准,ITC 可抵扣 3040-3820 美元(当时补贴比例为 26%,现行 30%政策下可获得更多),SGIP 可抵扣 2700 美元,两政策叠加可抵免 40-55%的投资成本,为户用储能提供强劲动力。

以加州为例,户用光储系统在美国也将逐步产生优良经济性,补贴政策对经济性的推动作用明显。我们测算了在加州安装户 用光储系统的经济性,主要假设如下:参考 Berkeley lab 2020 年数据,我们假设户用光伏平均规模 8kW,储能主要为 5 kW/13.5 kWh的特斯拉Power Wall;系统发电量和自用比例假设与前文一致;用户年均用电量高于欧洲,约为 10000kWh。根据前文分时电价的讨论,我们假设无光储系统的家庭用户购电价格为加州平均家庭电价($0.27/kWh,2022.7 数据), 纯光伏系统家庭用户购电时高峰占比更高,均价略高($0.30/kWh),光储用户则可以在谷时购电($0.15/kWh)。采用加州 NEM 3.0 议案中提出的上网电价水平,约在$0.06/kWh。在上述假设下,户用光储系统的投资回收期约 5.49 年,20 年使用周期的 IRR 为 15%;存在 SGIP 补贴的情况下,则投资 回收期进一步缩短至 4.26 年,20 年 IRR 提升至 22%,经济性显著提升。

3.3 市场空间:美国户储市场空间广阔,预计 2025 年累计装机 24GWh

我们测算,2025年,美国户储新增装机量有望达到 9.5GWh,2021-2025 年复合增长率 68.9%;2025 年美国户储累计装机 量有望达到 24.3GWh。我们采用的原始数据和测算假设大致如下:

户用光伏数据及增长假设:2020 装机存量数据来自 NREL 统计。新增装机量及增速参考Wood Mackenzie 2021-2022 年市场跟踪报告中的数据和判断:2021 年户用光伏装机增速 30%;2022 年,由于频繁停电影响和 IRA 鼓励政策的推 动,前两个季度户用光伏装机分别同比增长了 30%和 37%,我们假设 2022 年户用光伏增速 35%;后续年度,Wood Mackenzie 考虑到加州 NEM 3.0 以及联邦反倾销调查对市场的影响,预测增速较为保守,我们采用6%的增速假设。

配储比例和配储时长:我们假设 2022-2025 年,新安装的户用光伏系统配储比例(用功率表示)分别为 15%/25%/32%/40%,存量户用光伏新安装储能的比例分别为1.5%/2.5%/4.0%/5.0%,配储时长分别为1.7/1.8/1.9/2.0h。在上述假设下,我们测算 2022/2023 年美国户用储能新增装机量分别为 2.0 和 4.0GWh,同比分别增长 74.0%和 96.5%;2025 新增装机量有望达到 9.5GWh,累计装机 24.3GWh。

四、 其他国家和地区:户储发展潜力强劲

4.1 日本:FiT 到期催生户储需求,预计 2025 年累计装机 11GWh

日本户储起步较早,推广进程全球领先。日本是全球较早开始推广户储系统的国家之一,根据METI(日本经济产业省)数 据,截至 2019 年底日本户储累计装机量已达 2.4GWh,居全球首位。GGII 统计,2021 年日本是全球第三大户储市场,户 储装机量约占全球的 18%。



用户侧分布式储能是日本储能装机主力,未来仍将作为日本储能系统发展的重点。从储能系统装机结构来看,用户侧(户用、 工商业)分布式储能是日本储能装机主力,2019 年共计占据其储能装机的 88%;表前装机占比相对较少。户用储能在日本 构建新型电力系统中占据重要地位,原因如下:

一方面,户用储能可在灾害条件下保障用户用电,增强其用电的稳定性。日本地质灾害和气候灾害频发,日本位于环 太平洋火山地震带,地震灾害较为频繁;气候上易受亚热带低气压影响,每年 7-10 月受台风影响严重。集中式电源系 统若受到灾害影响,影响供电的范围广,因此日本重视抵御风险能力较强的分布式可再生能源发电和储能,以加强供 电的稳定性。

另一方面,户用储能可与户用光伏配套安装,提高可再生能源的渗透率。日本约 70%的国土面积为山脉与丘陵,发展 集中式光伏的空间较少,户用光伏成为日本推广光伏的主要形式。2009 年起,日本通过 FiT(固定价格购买)制度鼓 励用户购置户用光伏系统。随着 2019 年 FiT逐渐到期,用户需要购置户用储能系统,以提高自用比例。

国家和地方政策强力补贴,推动户储装机推广。日本国家层面的组织 Sii(“一般社团法人环境共同创造倡议”)以参与虚拟电厂项目为条件,为全国安装户用储能电池的用户提供每千瓦时 3.7 万日元(合人民币 1800 元)补贴。地方层面,不同地 区为户储用户提供丰厚的额外补贴,例如东京为户用储能系统提供的补贴最高可覆盖安装价格的一半,最高可达 80 万日元。

METI 预计,到 2025年日本户储市场空间 1.9GWh,累计装机将达到 11GWh。METI 估算了户用光伏在已有和新增建筑中 的渗透,估计 2025 年、2030 年户用光伏累计装机分别达到 355 和 408 万台,约 16.7/19.2GWh。METI 进一步分情况估计 了增量住宅建筑配储、存量无光伏住宅新建光+储系统、存量户用光伏用户在 FiT 到期后配储的三类需求,预计 2025 年和 2030 年全日本户储新增装机量分别为 26.8 万台(1.9GWh)和 34.4 万台(2.4GWh);2025 和 2030 年累计装机量分别为 11GWh 和 22GWh。



日本户储供应链长,参与者以本土企业为主,市场进入存在一定难度。与欧美厂商以直销和授权安装商销售为主的模式不同, 日本用户安装户用储能系统主要依赖各地的“工務店”,即以社区为基础、为当地居民设计、建造、维修和改造房屋的小型土 木工程公司。日本户储系统销售链条更长,安装和销售与建筑类公司(工務店或大型建筑商)深度绑定,且地方化的小型公 司在终端销售中占重要地位。因此,日本户储市场存在一定的进入难度。目前,日本户储系统参与者以欧姆龙、夏普、尼吉 康、松下、埃努耶夫电路设计、京瓷等本土企业为主。我国华为、美国特斯拉等也在日本销售户储系统。

4.2 澳大利亚:户用光伏大国,户储经济性尚不足,VPP 模式有望推动户储渗透

澳大利亚是全球光伏第五大市场,户用光伏渗透率已处于较高水平。澳大利亚光照条件优良,光伏产业发展较为成熟,2021 年光伏新增装机量 6.0GW,居全球第五位;截至 2021 年底累计装机量 28.2GW,占全球光伏装机的 3%。2021 年,澳大利 亚人均光伏装机量 1.05kW,居全球首位。澳大利亚地广人稀,分布式光伏占据重要比例,2021 年澳大利亚 6.0GW 的光伏 装机中,屋顶光伏(户用和工商业)占 3.2GW,大型集中式光伏 2.8GW,分布式光伏在光伏装机中占主导地位。根据 SPE 数据,澳大利亚住宅屋顶光伏安装率已超过 32%,户用光伏渗透率处于较高水平。澳大利亚户储安装量逐年攀升。根据 Clean Energy Council 数据,2020 年澳大利亚户储装机量 2.38 万台,按单台容量 7kWh 估计,装机容量约166MWh;澳大利亚本土咨询公司SunWiz估计,2021年全国户储新增装机333MWh,累计装机2.66GWh, 装机规模持续增长。澳洲户用光伏配储率处于较低水平,SunWiz 称,2021 年新安装的所有光伏系统中约有 8%配备储能电 池;使用 333MWh 户储电池装机量和 6.0GW 光伏装机量计算,假设配储时长 1.5h 的情况下,澳大利亚新增户用光伏配储 比例仅 3.7%,仍存在较大的渗透空间。



补贴范围有限,户储经济性稍显不足,未来 VPP 模式有望带来新的渗透空间。澳大利亚全国层面对户用储能的补贴力度较 为有限,补贴主要面向户用光伏用户;南澳大利亚州为户储用户提供了每kWh200 美元的补贴。由于针对储能系统的补贴幅 度较小,储能系统售价偏高,且在大部分地区用电和售电价差并不大,澳大利亚咨询公司 Solar Choice 测算,不考虑 VPP (虚拟电厂)收益的情况下,户储系统在澳大利亚大多数地区投资回收期在 8 年以上,经济性不足,且弱于仅安装光伏系统。但与此同时,澳大利亚部分建筑商、能源零售商等正在进行 VPP 模式的相关探索,并为参与VPP 的户储用户提供不同的补 贴计划。未来随着 VPP 商业模式成熟,澳大利亚户储用户有望实现经济性,户储市场渗透空间广阔。

考虑到澳大利亚庞大的户用光伏装机总量,未来户储仍具有广阔渗透空间。IEA 预计,保守情况下 2025 年澳大利亚户用光 伏累计装机将达到22.3GW。若按照20%比例*1.5小时配储时长粗略估算,2025年澳大利亚户储累计装机有望达到6.7GWh, 相较目前市场具有较大的成长空间。

五、 户储产业链:国产厂商发力电池和变流器赛道

5.1 户储终端市场:本土品牌主导,国内厂商从上游电池和变流器环节切入产业链

户储系统主要由储能电池和变流器构成,终端产品有一体机和分体机两种形式。储能电池和变流器是户储系统的两大主要构 成部分,储能电池用于存储电能,而变流器用于电能的转化,供负载使用或并网。根据产品提供的形式,户用储能终端产品 可分为一体机和分体机两种。一体机:储能电池和变流器集成为一台设备,一体机品牌商整体进行销售和安装,并提供整体售后服务,产品定位相 对高端,溢价较高。分体机:终端产品为单独的储能电池系统、变流器产品。安装商分别采购储能电池系统和可适配的变流器,为客户整 合安装。用户购置成本相对低于一体机,安装和扩容灵活。

户储终端产品环节以本土品牌为主导。户储场景面向 C 端家庭消费者,客户群体分散且专业性较低,对终端产品企业的品 牌认知度和服务能力提出了高要求,本土厂商通常具有一定优势。从德国(欧洲最大市场)和美国市场竞争格局来看,户储 终端产品环节以本土品牌商为主导。德国户储市场中,德国品牌 Sonnen 为龙头,2020 年市占率达 21%。德国户储市场前五大厂商中,除比亚迪之外的 4 家均为德国厂商,共计占据 58%的市场空间。美国户储市场中,特斯拉是绝对龙头。USITC 2020 年对美国 20 个州和哥伦比亚特区的调研显示,在上述地区,特斯 拉户储系统占据了 73%的市场份额,市占率排名第二的 LG 仅占 12%市场份额。



国内参与者通常从产业链上游的电池或变流器入手,切入欧美户储市场。与欧美本土企业相比,我国企业在终端产品市场占 据的份额相对较小,但在户用储能产业链的关键环节——储能锂电池、储能变流器环节中,国内动力电池企业、光伏逆变器 企业具备强劲的竞争力,持续发力海外户储市场。储能电池环节:储能电池是储能系统中价值量最高的环节,电池成本占锂电池储能系统成本的一半以上。我国锂电产 业居全球领先地位,2021 年中国锂电企业占据了全球 70%的市场份额,国内锂电池主要企业在技术和产业链方面具有 优势,以储能电芯或电池系统供应商的角色积极切入户储赛道。变流器环节:储能变流器和光伏逆变器技术和产线存在互通,应用场景也高度相关,赛道主要参与者多为光伏逆变器 厂商。国内逆变器厂商全球市场份额领先,在国际市场已有深耕,通过与当地经销商、安装商合作,持续拓展户储市 场,扩大品牌影响力。从产业链上游环节切入的同时,国内部分规模较大、产品较成熟的厂商也在尝试向下一体化,直接提供面向 C 端用户的储 能一体机或分体成套产品,打造自有品牌、获得溢价。

5.2 电池:小型铁锂电池或为优选,动力电池巨头入局者众

与动力电池和大型储能相比,户用储能对电池技术的要求相对放宽。户用场景对电池能量密度等要求相对较低,影响用户体 验的主要是产品整体设计,包括电池管理和全屋能源调配等,对电芯性能的要求相对放宽,主要强调安全性、降本,以及与 逆变器的适配度。



户储电池材料体系:磷酸铁锂路线为主,未来钠离子电池亦存在推广可能。锂离子电池:正极以磷酸铁锂为主要路线。三元锂电池能量密度和功率密度高,但成本偏高,且安全性相对较弱。磷 酸铁锂电池性能与储能需求适配度较高,其安全性能优、循环寿命长、所用的金属资源储量丰富、成本较低且环保, 或将成为储能电池的主要选择之一。根据派能招股书数据,2019年磷酸铁锂电池在我国电力储能电池出货量中占 95.5%, 在全球家储锂电池出货量中占 41%;现阶段,随着国产电池企业在户储电池上收获更高份额,以及特斯拉、LG 等巨头 储能电池转向铁锂方案,磷酸铁锂电池有望成为户用储能电池的主流路线。钠离子电池:高性价比的可选方案,具备推广潜力。从性能来看,钠离子电池能量密度低于锂电池,循环寿命类似, 但安全性和高低温性能更优;从成本和资源可获得性来看,钠元素储量丰富,钠离子电池材料成本较锂电池可降低 30-40%。因此,钠离子电池有望在对能量密度要求不高、但安全性和成本控制要求更高的储能领域推广应用。

户储电池电芯形态:尚无定型,小容量趋势下圆柱和软包路线或将成为优选。圆柱、软包等路线均有公司选用。户用储能系统规模通常在 5-10kWh 级别,大圆柱电池(单体容量 10Ah-50Ah),方 形(50Ah-300Ah),软包(30Ah-80Ah)方案均有公司选用。目前户储采用的电芯封装路线并无定型。小容量电芯或将成为户用储能主流。目前,欧洲户储市场正经历低压向高压产品的迭代。高电压平台可降低电流,从 而控制系统发热量,提高放电效率。储能系统容量不变的情况下,高压系统对应的电芯容量减小。例如,低压平台储 能电芯多为 100Ah,高压平台逐渐向 50Ah 过渡。GGII 认为,100Ah以下小容量电池在户储领域将有较长的生命周期。容量电芯趋势下,单体容量相对更小、量产灵活、规格较为统一的圆柱、软包电池或将成为户储选用的主流电池。

主要参与者商业模式包括售卖电芯、电池系统、集成一体机等。目前,国际主流锂电池企业参与户储赛道的形式主要有三种:向集成商提供电芯、向安装商提供电池系统(电池+BMS)、或直接向终端客户提供集成电池与逆变器的储能一体机。

国内主要参与者:商业模式以提供电芯和电池系统为主。派能科技:产品主要为电池系统。公司专注储能电池,采用软包电池路线,主要用于户储场景,销售给地区经销商或 集成商。公司业务聚焦海外市场,2022 年上半年海外业务营收占比 81%。公司储能电池模组与不同品牌变流器适配性 好,在欧洲市场已具备一定的市场地位。德国户储系统龙头 Sonnen 是公司客户之一。鹏辉能源:户储产品以电芯为主。公司产品包括动力和储能电池,战略方向侧重储能,2022 年上半年储能电池已占营 收的 50%,家储业务(包括户储和便携式储能)占储能业务收入的 70%。根据公司公告,公司户储电池主要销往欧洲、 澳洲,并尝试进入北美市场;公司家储客户包括阳光电源、艾罗、三晶,RCT,德业股份、正浩、公牛等。宁德时代:公司具备户储电芯和电池系统产品,主要销售模式不明。宁德时代是国内储能电池龙头,根据前瞻产业研 究院,2020 年宁德时代储能电池出货量占国产厂商的 60%。公司储能电池主要用于发电侧或电网侧大型储能系统,户 储电池出货规模和业务占比尚无公开信息。根据公司官网储能产品手册,公司具有储能圆柱电芯、电池模块等产品。比亚迪:户储产品包括电池系统和一体机。公司户储产品包括一体机 Energy Pod、电池系统 HVM 等,均采用磷酸铁 锂电池路线,并使用模块化设计,易于扩容。公司产品在德国市场已占有一席之地,2020 年公司户储产品在德国的市 占率已达 19%,仅次于龙头Sonnen(21%)。

海外主要参与者:商业模式以电池系统和一体机为主。松下:是特斯拉的电芯供应商,并推出了自己的一体机产品。松下是特斯拉的第一大动力电池供应商,双方合作历史 悠久,特斯拉主要电池生产基地Gigafactory 1 由松下和特斯拉合作建设并共同运营。特斯拉家储产品 Powerwall 亦采 用与松下联合开发的电池。2019 年,松下推出了家储一体机产品 EverVolt,主要在北美市场销售。LG:户储产品主要为电池系统。LG 户储电池系统 RESU 采用三元锂电池,具有 48V 低压产品和 400V 高压产品,容 量规格有 6.5/9.8/13kWh 等多种选择。Sonnen:户储产品为一体机。Sonnen 是德国领先的锂电池制造商,也是欧洲最大的户用储能企业。Sonnen ECO 是 一款内置变流器的户储一体机,使用派能或索尼提供的 2.5kWh 磷酸铁锂模块。特斯拉:户储产品为一体机。特斯拉 Powerwall 是一款内置变流器的集成产品,在美国具有极高的市占率和知名度。Powerwall 2 使用与松下联合开发的 21700 三元锂电池,采用先进的液冷系统进行热管理。

5.3 变流器:单储能与光储混合方案共存,光伏逆变器企业主导市场

储能变流器是储能系统与电网、负荷之间进行交直流变换的器件。变流器是使电源系统的电压、频率、相数和其他电量或特 性发生变化的一类电器设备的统称,主要包括整流器(将交流电变换为直流电)、逆变器(将直流电变换为交流电)等类型。储能变流器用于控制电能在储能电池和电网/负荷之间的双向流动,通常需具备整流和逆变两重功能:在电池从电网充电时 起整流作用,向电网或负荷供电时起逆变作用。储能变流器和光伏逆变器技术互通,但功能相对更为复杂,技术难度较光伏 逆变器更高,毛利率通常也更高。



户储变流器有单独的储能变流器(PCS)和光储混合变流器(Hybrid)两大类型。根据能量汇集的方式,储能系统可分为 交流耦合(AC Couple)和直流耦合(DC Couple)两类。单储能变流器用于交流耦合系统,混合变流器用于直流耦合系统。交流耦合系统中,光伏组件和储能电池系统输出的直流电能分别经过光伏逆变器和单独的储能变流器,转换成交流电 后与负载和/或电网连接。直流耦合系统中,光伏组件和储能电池系统输出的直流电共用一套混合变流器,转换成交流电供负载使用或并网。目前,国内厂商用于户用储能的变流器产品以单储能变流器为主,布局并推广高功率混合变流器产品。

户储变流器赛道,国内外主要参与者多为光伏逆变器企业。储能变流器技术、产线和供应链与光伏逆变器共通,且销售渠道 高度重合,因此储能变流器主要参与者多为光伏逆变器厂商。储能变流器赛道起步较光伏逆变器稍晚,储能变流器业务对相 关公司的营收贡献比例通常并不高,低于光伏逆变器占比;但储能变流器毛利率通常高于光伏逆变器,有望成为其后续业绩 增长的强驱动力。商业模式:储能变流器主要作为终端产品销售,部分大型厂商推出配套电池产品,实现向下一体化。在终端分体安装的场景 下,储能变流器(单储能或光储混合)是面向终端客户的产品,存在品牌溢价和客户认知。户储变流器赛道主要参与者大多 已有户用光伏逆变器海外渠道与品牌认知积累,凭借技术、渠道、品牌,以及对海外不同地区电网的理解,打造自身竞争力。在推广储能变流器产品的同时,部分厂商寻求向下一体化,提供户储一体机或与自身变流器适配的储能电池系统,为客户提 供完整的户储解决方案。



(本文仅供参考,不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息,请参阅报告原文。)

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