（报告出品方/分析师：华鑫证券 张涵）

1、 欧洲能源供应紧张，电价大幅上涨

欧洲高度依赖俄罗斯能源供应，尤其是天然气进口。2019年，俄罗斯的能源生产占全球石油供应量的12%，煤炭的5%，天然气的16%。

欧洲尤其依赖俄罗斯进口天然气，2020年，俄罗斯天然气进口量占欧洲天然气进口量高达35%，占其一次能源消费量的 11%。

2021年，俄罗斯占其能源进口总额的23%，是欧洲最大的能源商品供应国。欧洲大国中，德国和 意大利对俄罗斯天然气的依赖度最高。

俄罗斯限制对欧天然气供给，欧洲开源节流、囤货备冬。

2019 年 10 月至今，俄罗斯对 欧洲的天然气供应量已下降超 80%。2022 年 1-5 月，欧洲天然气总消费量同比下降 11%。为 保障今冬供气，欧盟正努力大量进口 LNG，补充天然气库存，以完成 11 月前库存 80%目标。

欧洲天然气基础设施（Gas Infrastructure Europe）数据显示，截至 9 月 5 日，欧盟天然 气储气率达到 81.9%，其中德国储气率达到 86.1%，接近往年平均水平。

储气率达到 100%仅 能满足欧洲冬季两个多月的高峰需求，剩余的需求将需要在冬季连续数月从俄罗斯以外进 口来满足。

9 月初北溪 1 号在经过了3天的维护之后，管道无限期关停，9 月 26 日，北溪 2 号运营商报告管道压力出现下降，随后丹麦能源局宣布位于该国海域的“北溪 2 号”管道 一处可能发生泄漏，随后“北溪 1 号”运营商，也报告管道出现压力下降，瑞典海事局警 告“北溪 1 号”管道发生两处泄漏，一处位于瑞典海上专属经济区另一处位于丹麦海上专 属经济区。

北溪线路的泄露可能导致其在较长时间内不能恢复正常供应，欧洲能源危机可 能进一步加剧。

欧洲天然气和电力价格大幅上涨。

俄乌战争爆发后两周内，欧洲石油、煤炭和天然 气价格分别大幅上涨40%、130%和180%。

欧洲天然气报价在8月创下了最高点，随后从最 高峰350欧元/MWh回落，但仍高于2021年冬季高点和2022年初俄乌冲突伊始的高点，当 前价格大约是2021年夏季约20欧元/MWh的近10倍左右。

欧洲电力结构中，气电在化石能 源发电中居于首位，因此天然气价格同步推高欧洲电价，夏季热浪推动欧洲制冷需求， 由于缺乏可再生能源发电、核电以及高天然气成本，欧洲各国8月电力现货市场均价最 高超过300欧元/MWh，数倍于2019年年底的50欧元/MWh。

目前，欧洲电力现货市场价格 从最高点回落，仍显著高于去年同期水平。

欧洲居民电价未来依然将高位维持。

9月14日，欧盟委员会提出一系列“节能降费” 新提议，包括对非天然气发电企业设置180欧元/MWh的收入上限，要求其上缴“超额盈 利”用于再分配，以及要求成员国减少用电量和天然气使用量等。

我们认为，限制低成 本可再生能源、核电等的收入上限，一定程度上可抑制部分电力采购成本，但对终端居 民电价影响较小，居民实际用电电价是与大型发电集团签署的固定期限协议价格。

德国 四大发电集团之一的E.ON在2022Q1零售电力客户业务EBITDA同比下滑62%，主要原因就 是天然气等能源成本上涨未及时充分向终端客户传导，当前居民电价尚不能反应当前电 力市场紧张的情况。

根据德国BDEW数据，2022年7月，在3.7欧分/kWh可再生能源附加被 取消情况下，德国家庭居民电价达到37.3欧分/kWh，依然环比上涨，预计未来居民电价 仍将在较长时期内高位维持。

欧盟能源部长特别会议 9 月 30 日在比利时布鲁塞尔举行，就降低能源价格紧急干预措 施达成政治协议，但未能就对天然气价格设置上限达成一致。

持反对意见的德国、丹麦、 奥地利和荷兰等国认为，如果在价格竞争激烈的全球市场上无法与其他买家竞争，会导致 欧盟国家难以购买到天然气，危及能源供应安全。

2、 光伏+储能是居民经济用电解决方案

2.1、 电池与储能逆变器是户用储能系统核心部件

储能提升户用光伏自发自用水平，平滑峰谷用电波动，节约家庭用电开支。由于光伏日内发电与家庭负载应用时间上不完全匹配（光伏日间发电，利用小时数大约为 3-4h，而家庭用户一般在下午或夜间负荷较高），户用储能通常与户用光伏配合使用，用户可通过峰谷电能的转换使用来有效提升光伏发电自发自用率，大大降低电费支出，甚至实现白天和夜间的电力需求全部由户用光伏系统满足，规避电价上涨风险和电力供应短缺带来的损失。

完整的电化学储能系统主要由电池、储能逆变器（PCS）、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）及其他电气设备构成。

电池负责能量存储，是储能系统最主要构成部分；储能逆变器控制储能电池充放电过程，进行交直流变换；BMS 负责电池的监测、评估、保护 及均衡等；EMS 负责数据采集、网络监控和能量调度等。

两大核心器件：

1）储能逆变器（PCS）实现电网与储能电池能量的双向转换控制，是连接电池与电网的核心环节，决定输出电能的质量和特征，很大程度影响电池寿命。

储能逆变器包括 IGBT、 PCB 板等电子元器件以及机柜、机箱等结构件，核心器件为 IGBT 等功率器件，与光伏逆变 器在技术原理上有较高重合度。

2）电池是储能系统中能量存储单元。锂电池重量轻，充电时间短，充电循环次数多， 响应速度快，适用于 4 小时以下的储能系统，目前已建立健全产业链，磷酸铁锂电池循环 次数的提升仍然是未来技术发展的主要方向。

其他技术路线，如钠离子电池，目前还不够成熟，依有很大发展空间。

两类产品分类：

1）一体机：针对光-储-充应用场景，将电池包、混合逆变器、BMS、EMS、空调、 消防等设备集成在储能柜内。以固德威ESA系列单相储能一体机为例，它集成单相储能 逆变器、开关盒、电池及电池柜等重要器件，5kW交流输出，9.6kWh存储容量，IP65防 护等级。

2）分体机（逆变器+电池）：用户根据自身需求选择电池产品和储能逆变器产品搭 配使用，组成一整套储能系统。

比如固德威EM系列双向储能型光伏逆变器可与公司两款 家用储能锂电池，高压Lynx Home F系列和低压Lynx Home U系列搭配使用。

两种应用模式：

1）并网模式：系统可实现电池与电网间的双向能量转换，谷段充电，峰段放电， 用户获得峰谷价差收益。电能质量不好时可吸收或提供有功功率，提供无功补偿。

2）离网模式：不与电网相连，当光伏功率大于负载功率时，系统把多余的电能储 存起来，避免浪费。当电网停电时，电池作为备用电源继续给负载供电。

两种能量汇集拓扑结构：

1）直流耦合（DC Coupling）：光伏组件发出的直流电通过控制器存储到电池中， 电网也可以通过双向DC-AC变流器向电池充电。

能量的汇集点是在直流电池端。光伏系 统运行时通过MPPT控制器给电池充电；当用电器负载有需求时，电池释放电量，电流的 大小由负载来定。储能系统连接在电网上，当负载较小而电池已充满时，光伏系统可向 电网供电，当负载功率大于光伏发电功率时，电网和光伏可同时向负载供电。光伏发电 和负载用电都不是稳定的，依赖电池平衡系统能量。

2）交流耦合（AC Coupling）：光伏组件发出的直流电通过逆变器变为交流电，直 接给负载或者送入电网，电网也可以通过DC-AC双向变流器向电池充电。

能量的汇集点 是在交流端。光伏系统由光伏阵列和并网逆变器组成；电池系统由电池和双向逆变器组 成，两系统可独立运行互不干扰，也可脱离电网组成一个微网系统。

2.2、 高电价+成本降+高补贴，提升民众购储意愿

户用储能的获利本质是居民零售电价与户用光储系统度电成本的价差收益，高电价差 和光储系统降本是实现户用储能经济性的重要前提。

高电价：家庭能源账单大幅涨价，引发民众用电焦虑。

以英国为例，咨询公司 Cornwall Insight 表示，2022 年 8 月，英格兰、威尔士和苏格兰家庭的燃气和电费典型账 单约为 2,000 英镑/年，到 2022 年 10 月将达到 3,358 英镑/年，到 2023 年 1 月将达到 3,615 英镑/年。

成本降：储能系统价格是长期趋势。

根据SolarPower Europe数据，2016-2020年间 德国小型光伏系统价格下降11%，户储系统价格下降24%。EuPD Research报告表示，户 储系统价格在2017-2020年间下降了21%，每kWh储能系统成本从2017年的889欧元下降到 2020年的699欧元。

近几个月，由于锂和其他电池关键原材料的供应紧张，电芯价格抬 升，导致户储系统价格上涨，叠加硅料涨价带动的光伏组件价格上行，户储系统的LCOE 暂时提升。

预计到2023年，随着电芯供应缓解，电池和系统层面的价格上涨会有所缓解， 同时储能市场参与者增加，价格有望重回下降通道。

零售电价与光储系统度电成本价差拉大，户用光储经济性凸显。

大多数欧洲市场上 屋顶光伏度电成本已做到比零售电价便宜，储能电池的快速成本改善也使光储系统度电 成本在越来越多的欧洲国家与零售电价打平，甚至更便宜。

2020年，在德国安装的一流 户用光储系统已达到12.2欧分/kWh的平准化电力成本，是零售电价的三分之一，德国成 为欧洲电力成本差异最大的国家。预计零售电价中期仍会保持高位，光储度电成本和零 售电价之间的价差持续拉大，户用光储系统的经济性继续改善。

高补贴：德国、日本、澳大利亚的光伏上网电价（FIT）和美国、荷兰、意大利、 澳大利亚等国的净计量政策（允许户用光伏家庭在电费账单中扣除向电网输送的电量， 即只计算净消费额）等户用光伏补贴都在退坡和到期，这些地区的户用光伏装机已从政 策补贴驱动转向自发商业性驱动，每年强劲稳定的户用光伏新增装机为储能的应用提供 稳定市场。

各国已采取①购置费用补贴（容量补贴、税收减免、低息贷款）和②运行收益机制 （分时电价机制、虚拟电厂机制）提高储能系统经济性，提高民众购储意愿。

1）税收抵免：政府对配套光伏的储能项目予以一定比例购置成本的税收抵免，如 美国ITC政策26%税收减免、意大利Ecobonus政策50%税收减免以及意大利Superbonus 110%政策高达110%的税收减免。

2）容量补贴：德国部分州直接以电池容量*单W补贴的方式进行资金支持，比如巴 伐利亚州对3kWh储能补贴500欧元，每增加1kWh容量补贴增加100欧元，最大容量30kWh。 柏林“Energy storage PLUS”计划对与光伏系统配套的每kW储能资助300欧元，最高 1.5万欧元。

3）低息贷款：政府对储能项目给予融资支持，比如德国复兴信贷银行节能建筑改 造低息贷款（KfW 270）支持包括光伏或储能系统在内的可再生能源的建设、扩建和购 买，储能系统可获得覆盖100%购置成本的2.3%利率贷款。

4）分时电价机制：美国加州、澳大利亚、意大利等国家设有分时零售电价机制。 以加州为例，加州公用事业公司按照光伏发电曲线特性实施分时电价：光伏发电高峰期 按低谷电价向用户收取电费;对日落后增长的电力需求，考虑启动天然气调峰发电成本， 按高峰电价向用户收取电费。用户可在电价低谷时间内对电池充电并在高电价时段向电 网放电实现套利。

5）虚拟电厂机制：虚拟电厂（Virtual Power Plant，VPP）是将分布式发电机组、 可控负荷和分布式储能有机结合，对各类分布式能源进行整合调控，作为一个特殊电厂 参与电力市场和电网运行的协调管理。

澳大利亚、美国加州均对户用光储系统参与虚拟 电厂项目提供约50-100美元/kW/年不等的收益。

2.3、 户用光储系统经济性优异

假设：欧洲某家庭每年消耗电量约5000kWh，每日用电12h，且耗电量均分于每小时， 即每小时用电约1.14kWh（此处做此简单假设，事实上不同家庭在不同时段存在用电高 峰，一般在下午或夜间负荷较高）。当地零售电价约0.35欧元/度，FIT上网电价约0.06 欧元/度，购买储能系统可获得10%税收抵免。

情景1 无光伏+无储能，全部电网购电。

情景2 户用光伏系统：14块单晶410W组件，日均利用4h，每年线性衰减0.55%。整 套系统的购买及安装成本为3000欧元，运维费用60欧元/年。

情景3 户用光伏+储能系统：14块单晶410W组件以7串2并方式接入储能逆变器，日 均利用4.5h，每年线性衰减0.55%。锂电池容量10kWh，放电深度90%，每天充放电一次， 每年线性衰减3%。

整套系统的购买及安装成本在取得当地补贴后为8100欧元，运维费用 60欧元/年。设定系统以最经济模式运行，由于居民电价远高于FIT上网电价，自发自用 抵消用电量比电量返还电网划算，因此在控制逻辑上余电自用优先余电上网。

根据我们的测算：

1）收益：若把户用光储系统节约的电费视为收益，系统收益可 分为两部分：电费节约+发电上网收益。由于该系统光伏组件发电量与家庭用电量基本 匹配，余电不足，系统绝大部分时段以余电自用方式运行，发电上网收益占比极低。经 测算，光储系统的总收益是单纯光伏系统的3.1倍；

2）光伏自用率：储能系统的使用将 光伏自用率从20.4%大幅提高至60.4%；

3）现金流：如图25，光储系统仅在购置年有一 笔较大的现金流支出，其余年份的电费支出为0，若叠加部分国家的优惠贷款政策，现 金流表现将更优异；

4）IRR与投资回收期：若把户用光储系统节约的电费视为收益，光 储系统的IRR显著高于单纯光伏系统，投资回收期较光伏系统提前。

光储系统和光伏系统对零售电价和系统购置价格的敏感性测算：如图26所示，不同 零售电价下光伏+储能系统的IRR始终高于单纯光伏系统。

如表27、28所示，在零售电价 为0.29元/kWh，系统提价30%的情况下，光伏系统的IRR已为零值，而光伏+储能系统直 到零售电价为0.27元/kWh，系统提价50%情况下，IRR才为负值。

这说明，相比单纯光伏 系统，光伏+储能系统抵御电价风险能力更强，并且即使补贴有较大幅度退坡，业主仍 然有利可图。

3、 海外户储渗透率依然极低，欧洲持续高 增长，美国有望接力

欧洲主导户用储能市场。

HIS Markit数据显示，2020年全球户用储能主要集中在欧 洲的德国、意大利、英国，以及日本、澳大利亚、美国等，其中德国、美国、日本和澳 大利亚的户用储能合计占比达74.8%。

SolarPower Europe报告显示，2020年欧洲安装了 14万套户用储能系统，新增容量达到1072MWh，同比增长44%，首次突破年度GWh规模， 欧洲总装机容量已超过3GWh，是5年前的15倍，仅德国就占新增储能装机的70%，其次为 意大利、英国、奥地利和瑞士，这五大市场份额达到93%。

3.1、 德国：欧洲户用储能领头羊

德国是欧洲电费最高国家，占人均经济产出比例大，储能节费是强需求。

自2019年 起，德国取代丹麦成为欧洲电价最高的国家，且仍在逐年上涨。

根据Verivox数据，德 国一人家庭的电力年消费（1500kWh）占人均经济产出的1.2%，是瑞典或荷兰的两倍多。

户用储能装机近年来大幅增长。

得益于2013-2018年德国政府对储能系统最高30%补 贴的激励计划，2015-2020年的表后储能市场年复合增长率高达56.9%。

根据德国储能协 会(BVES)数据，2019-2021年德国户用电池储能收入分别为6.6亿、11亿（YOY+67%）和 16亿欧元（YOY+45%）。

2020年，德国安装大约8.8万套户用电池储能系统，占欧洲2020 年总新增装机容量的70%，2021年新增装机量更是大幅成长至超14万套。

德国户用储能 市场大幅上升主要归因于家庭越来越重视能源自给自足能力及供应安全。

光伏配储比例高，渗透率提升空间大。

光伏发电在德国电力供应中扮演重要角色， 户用光伏屋顶发电普及率高。

2020年光伏发电占德国总电力消耗的9.3%，其中光伏屋顶 发电占比约80%。截至2020年底，德国已有近70%的户用光伏发电装置配置了电池储能。

根据电力电子和电气驱动研究所（ISEA）数据，2021年有93%的户用储能是与新光伏系 统一起安装，还有7%是对旧光伏系统的改造，可见德国有意愿安装光伏系统的居民对同 时加装储能的接受度很高。

但另一方面，根据ISEA数据，截止2021年，德国有超过43 万个家庭安装了电池储能系统，按照德国约有4150万户家庭计算，储能在可安装家庭中 渗透率仅为8%，增长空间巨大。

因此，行业未来主要增长点在户用光伏装机增长和户储 在全社会渗透率的提升。

平均装机功率和容量提升。

根据BVES和ISEA数据，2019、2020年户用储能平均安装 容量约8、8.5kWh，2021年平均每个系统的平均能量和功率已增加到8.8kWh和5.0kW， 10kWh以上的户用储能装置所占的份额越来越大（占比27%），而目前大部分户用储能装 置仍在5kWh和10kWh之间（占比54%）。功率和容量的增长源于客户对实现更高自给自足 程度、电动汽车充电和热泵运行的偏好。

全国性支持政策退坡，州和城市层面仍有较高补贴。

2013-2018年，德国复兴信贷 银行为购置光储系统提供低息贷款和约500-4,000欧元的还款补贴（KfW275）。

2022年 德国复兴信贷银行启动节能建筑改造补助方案（KfW270），为光伏或储能系统购置成本 提供2.3%利率贷款。

此外，联邦各州和城市层面仍然对购买光储设备提供支持，巴伐利 亚州对3kWh储能补贴500欧元，每增加1kWh容量补贴增加100欧元，最大容量30kWh；柏 林对与光伏系统配套的储能每kW补贴300欧元，最高1.5万欧元；下萨克森州补贴高达40% 的电池储能系统成本，前提是新安装光伏系统输出功率至少为4kW，或者现有系统至少 扩展4kW。

2021年，德国再次对可再生能源法（EEG2021）进行改革，对自用光伏系统免 征EEG税的最高容量限制从10kW提高到30kW，由于大多数住宅系统都在上述范围内，可 以提振德国户用储能市场。

3.2、 美国：迈入户用储能加速通道

气候不稳定，电网可靠度低。

飓风、龙卷风、干旱、暴风雪等时常造成美国多地无 预警断电，2021年2月德州暴风雪造成70%的居民42小时停电，影响450万户家庭与企业， 造成48人死亡。

其次，美国电网较为老旧，各州系统独立，约40%区域（中西部为主） 由公共事业企业发输配售垂直管理，约60%区域由独立运营商管理，紧急事故出现时， 大规模电力调度难，企业之间支援意愿不强。同时，由于电网投资巨大，企业加强电网 的可靠性的经济回报率也不高。 电价随天然气价格同步上行。

2021年，美国住宅电力用户支付的平均名义零售电价 以2008年以来的最快速度上涨，比2020年上涨4.3%至13.72美分/kWh。

今年更是加速增 长，8月的美国城市平均电力价格与上年年末相比上涨近18%，来到16.7美分/kWh水平。

以德克萨斯州为例，德州是美国最大的天然气生产州，今年春夏德州家庭电费飙升，比 去年同期至少高出50%，主要原因是自俄乌战争开始以来，德州天然气出口达到高点， 其中大部分出口到欧洲，导致当地居民无法得到廉价能源。

户储装机高增，加州装机强势，其余州需求开始发力，市场逐渐打开。

根据Wood Mackenzie数据，2022Q1美国户用储能新增规模达到0.14GW/0.33GWh，环比增长15%/18%， 同比增长13%/27%;Q2新增规模达到0.15GW/0.38GWh，环比增长6%/12%，同比增长 68%/73%，继一季度后再创季度装机历史新高。

从地域上看，加州一直以来是美国户用 储能强州，每季度新增装机占全国几乎50%，总装机容量是第二名波多黎各州的近3倍， 但是在停电威胁、补贴激励和分时电价使加州装机依然强劲的同时，2022Q1加州仅占户 用储能新增市场的44%，是自2019年以来的最低百分比，这是由于其他州的户储需求也 在停电威胁下非常旺盛，2022Q1户储装机创记录的市场包括波多黎各、密歇根州、犹他 州等8个州，户用储能市场有望进一步打开。

政策扶持程度大，ITC延期形成重大利好。

从大方向政策来看，美国设立了在2035 年100%使用绿电、2050年达到净零排放的目标，且订立了多项法案，计划投入数亿美元 于储能项目。

具体到户用储能相关政策，联邦投资税抵免(ITC)政策以税收抵免方式奖 励私营单位投资储能系统，2022年9月《2022年减少通胀法案》正式立法，将ITC政策延 期10年，户用储能补贴门槛下降为5kWh，抵免比例于2032年前维持在30%，2033年降至 26%，2034年降至22%；加州自发电奖励计划(SGIP)总预算12亿美元，将储能系统的用户 依照风险与收入进行分类，分阶段进行补贴，最新法案将SGIP计划延长至2026年。

光伏配储率比例低，增长空间大。

根据劳伦斯伯克利国家实验室数据，美国的表后 光伏配储率很低，只有6%的户用光伏选择在安装时配置电池，只有个别州的光伏配储率 较高，尤其是夏威夷。

2020年，夏威夷大约有80%的户用光伏与储能配对，如此高的配 储率归因于该州净计量政策的退出。但反过来看，美国所有安装的户用储能都与户用光 伏相结合，除加州外几乎没有单独安装的户用储能，改造存量光伏系统添加电池的频率 也相对较低，只有25%的户用光储系统是改装的结果，且通常只改造不超过三年的系统。

数据还显示，收入与户用光伏配储有一定的相关性，加州户用光伏+储能客户的收入中 位数比独立光伏客户高出41%，比当地收入中位数高66%。

因此，和德国一样，美国未来 户储的增长主要依托户用光伏装机增长和渗透率的提升，尤其是经济发展较好的州。

获利模式多样，发电自用+峰谷套利+虚拟电厂。

自2019年开始，加州居民可以选择 分时电价套餐，电价为事前制定，并保持相对稳定，用户可在电价低谷时间内对电池充 电并在高电价时段向电网放电实现套利。

其次，美国户用储能业主可在与虚拟电厂运营 商协议下，获得参与服务的补偿。2016年至今，佛蒙特州、纽约州、德州及加州相继开 展虚拟电厂计划，邀请业主参与并给予补偿费用。

特斯拉已与Energy Locals，Green Mountain Power，PG&E等公共事业公司和电力零售商先后开展了虚拟电厂项目，项目帮 助Powerwall扩大安装量，与Powerwall使用者签订协议，获取这些分布式电池的部分使 用权，聚合需求侧资源，实现虚拟电厂的商业化扩张。

3.3、 其他国家：补贴先行，市场启动

意大利：110%高额补贴驱动，装机翻番增长。

大额补贴政策有力提高了户用储能吸 引力，除了Ecobonus政策针对小型光伏和户用储能有50%税收减免外，新计划 Superbonus110%提供高达110%户用/工商业光伏和储能系统费用的税收减免（五年等额 减税）。

ANIE公告称，受新计划刺激，2022年一季度的分布式电化学储能新增装机为 123MW/264MWh，达到2021年全年的60%。目前，意大利的分布式电化学储能系统97%与光 伏系统相结合，97%为住宅系统，95%的容量小于20kWh。

澳大利亚：户用光伏基础好，各州发布补贴计划。

截止2021年底，澳大利亚屋顶光 伏系统超过300万个，预计屋顶光伏发电量在2025年将超过燃煤发电量。由于屋顶光伏 和光伏电站装机量非常大，可再生能源发电量经常在中午超过电力需求，催生了储能需 求。

2015-2021年澳大利亚共安装2657MWh电池储能，住宅占比超55%(1464MWh)。按州计 算，维多利亚州占32%，新南威尔士州和南澳大利亚州分别占24%和21%，其他州则低得 多。虽然没有国家层面的补贴政策，但南澳大利州、西澳大利亚州、维多利亚州、新南 威尔士州、昆士达州等各州都有补贴计划。

2021年3月澳大利亚能源市场委员会(AEMC) 发布规则草案，允许电网公司在网络阻塞时对用户上网电量进行收费，进一步激发户用 储能需求。

日本：FIT到期+补贴支持，释放户用储能市场空间。

日本作为多山岛国，不具备大 型地面光伏电站条件，重点发展工商业及户用屋顶光伏发电，于2012年启动固定上网电 价政策（FIT），此后上网电价每年调降，直至2021年转为FIP制度（光伏上网电价为 “溢价补贴+电力市场价格”）。

自2019年11月起，日本每年有数十万户用光伏FIT到期，预计2023年到期用户累计达165万户，为储能应用释放空间，此外新建光伏配储、防灾用蓄电池也是重要的市场增量来源。

2022年，政府对户用储能最高补贴37000日元/kWh 或52000日元/kWh（第三方所有权模式）或安装施工费用的1/3以内；各地方也有补贴措施，比如东京对户用储能的补贴率为50%。

英国：出台上网电价激励政策，经济性显现。

2020年1月，英国智能出口保障条例 出台后，小型可再生能源向电网输出电力可获得报酬，4kW光伏组件与电池储能系统每 年可赚取约436英镑，比5.5便士/kWh收益的纯光伏系统收入高出50%，为居民采用电池 储能提供了激励。

2020年英国有11000个户用储能系统投入使用，容量约81MWh，同比增 长25%。

3.4、 市场空间：光伏装机和储能渗透率双驱动

欧美是全球户用储能主要增量市场，其增长受户用光伏装机和储能渗透率提升的双 重驱动。测算德国、美国及全球2022-2025年的户用储能市场空间：

德国：德国户用储能装机增长将持续受益于德国本国光伏和储能支持政策和欧盟太 阳能战略（EU Solar Energy Strategy）。

欧盟太阳能战略作为REPowerEU计划的一部 分，将加速推进欧盟国家光伏发电能力的部署，该战略旨在到2025年将达到超过320GW 的光伏并网装机容量，到2030年将达到近600GW。2021年，德国户用储能在可安装家庭 中渗透率仅为4%，渗透率增长空间大。

美国：2022年3月，美国商务部重启对中国光伏企业双反调查，因此由于供应链限 制、贸易壁垒和物流挑战，上半年美国光伏装机量明显低于预期，2022年Q1装机3.9GW， 同比下降24%，环比下降52%。

2022年6月6日，美国白宫正式声明，将对从柬埔寨、马来西亚、泰国和越南采购的 太阳能组件给予24个月关税豁免。

7月27日，《2022年减少通胀法案》初步达成共识， 将ITC政策延期10年，抵免比例于2032年前维持在30%，2033年降至26%，2034年降至22%。

预计在两年关税减免、反规避调查豁免的新政背景下，供应链有望重新通畅，投资税收抵免(ITC)延期将成为行业主要催化剂，原本在供给受限情况下被压制的居民购光购储需求将得到大量释放，2022年下半年有望迎来抢装，储能渗透率延续原有趋势继续增长。

全球：测算到2025年全球户用储能装机规模及储能逆变器和储能锂电池市场规模。

预计2025年全球新增装机量将达到110GWh，预计到2025年全球户用储能逆变器行业规模可达342亿元人民币，储能锂电池行业规模可达1567亿元人民币，合计约1900亿元人民币。

4、 企业加速布局，产品快速推向市场

4.1、 竞争格局：争相布局，加速出海 产业链上两类参与者：

设备提供商：

1）逆变器厂商：单独供应逆变器，或者自有逆变器，外购电芯集成 一体。从价值量看，逆变器在户用光储系统初始投资中的占比不如电池，但其作为能量 转换与信息交互中心，在系统中发挥重要作用，逆变器厂商可以移植光伏逆变器产品的 开发经验，同时可利用光伏逆变器领域的品牌和渠道积累；

2）电池厂商：单独供应储 能电池，例如宁德时代、亿纬锂能、鹏辉能源等；或者自有电池，外购逆变器集成一体 机。电池厂商一般同时也深耕动力锂电池领域，且具有BMS、EMS设计能力和经验，协同 效应明显。

系统集成商/销售商：不从事设备生产，具有完善销售渠道和较强的品牌力,可能对 储能系统设备进行选型，简单集成，或是直接外购户储一体机，以自有品牌出售，例如 Fluence、Sonnen等。

随着行业的不断发展，许多系统集成商的上下游集成程度各不相 同，具体职责往往因合同和客户要求而异。 特斯拉占据先发优势，中国企业加速出海。

据IHS Markit数据，2019年全球户用储能产品出货前三分别为特斯拉、LG化学和派能科技，占比分别为15%、11%和8.5%；2020 年出货排名前五变更为特斯拉、派能科技、Sonnen、LG化学及沃太能源；到2021年，特 斯拉Powerwall在户用储能领域实现4GWh装机，在全球户储市场中占比15%，派能科技紧 随其后，占比13%，与特斯拉差距进一步缩小。

派能科技已在全球尤其是欧洲市场占据 一席之地，鹏辉能源、海辰储能、阳光电源、德业股份、锦浪科技、固德威、欣旺达、 合康新能、首航新能源等也正在加速布局海外市场。

同时，根据GGII不完全统计， 2022H1已有超15家户用储能/便携式储能赛道企业完成融资或登陆资本市场，融资规模 从数千万元到10亿元以上不等。

储能电池： 户储电池市场爆发。

2022年上半年，国内户用储能电池出货达6GWh，基本出口海外 市场，仅德国1-5月就有超10万台装机，意大利、西班牙和东欧户用储能装机供不应求。

GGII预计全年户用储能锂电池出货规模有望实现1-3倍增长。

卡位户储赛道较早的电池 企业在2022年上半年都取得了亮眼业绩，派能科技实现营业收入18.54亿元，同比增长 171.94%，实现净利润2.64亿元，同比增长70.02%；鹏辉能源实现营业收入40.65亿元， 同比增长65.58%，实现净利润2.44亿元，同比增长105.95%。

强电池技术能力的电池企业优势明显。

户用储能电池对产品设计能力要求高，涉及 SOC、BMS、充放电平衡等多方面经验。

例如，储能BMS与储能逆变器相适配，储能逆变 器控制器与BMS通讯，获取电池组状态信息，实现对电池的保护性充放电，储能BMS实时 监控电压、电流、温度，计算SOC、SOH等电池状态，实现电池均衡管理、热管理、故障 报警等功能。

派能科技、比亚迪、鹏辉能源等在电池、BMS及系统pack等关键环节自主 研发生产，海辰储能也已发布了一款大圆柱户用储能专用电池。

短期来看，具备较强电池能力的企业在户储领域优势明显。 50Ah等小容量电芯优质产能不足，有户用电池布局的企业有望持续受益。

50-100Ah 小容量电芯虽早已面市，但其最初设计并非专门面向储能领域，循环寿命等无法完全满 足户储工况需求，原产线需进行技改和配方调整，导致旧产能应用有限，现存产能也基 本被国内少数头部企业包线。

同时，由于新能源车需求持续景气，发电侧和电网侧储能 需求爆发，以及280Ah电池产线单位时间产能大于小容量电芯，大部分电池企业涌入 280Ah赛道，造成小容量电芯优质产能不足。

为保障电池供应、维持竞争优势，2022年5 月，派能科技拟投资50亿元在合肥肥西建设10GWh锂电池研发制造基地项目；7月，鹏辉 能源拟在浙江衢州建设年产20GWh储能电池项目，其中一期5GWh储计划于2024年3月底前 建成投产；二期5GWh计划于2026年3月底前建成投产；三期10GWh计划于于2027年12月底 前建成投产。

储能逆变器： 市场主要由光伏逆变器厂商领导，成为逆变器厂商业绩新增长极。由于光伏逆变器 及储能逆变器具有相似的技术特征，光伏逆变器厂商在储能领域具有先发优势。

2021年， 行业前五大公司约占户用逆变器总出货量的57.2%。

2022年上半年，锦浪科技、德业股 份等的储能逆变器业务营收迅速攀升，其中锦浪科技2022年上半年储能逆变器出货约5 万台，超过其2021年全年出货；德业股份上半年储能逆变器销售7.85万台，销售收入同 比增长241.63%。

系统集成/经销/安装： 目前海外系统集成商/经销商占据产业链终端优势地位，未来格局将进一步多样。

目前，国内储能企业选择与海外本地集成商/经销商合作，大部分产品以贴牌方式销售， 少部分产品以自有品牌销售。

比如，派能科技与英国Segen、德国Krannich、意大利 Energy、奥地利Neoom等建立了合作关系，同时户储自主品牌市占率在意大利、西班牙、 英国、奥地利、捷克、南非等国也有显著提升。

往后看，中国电池和逆变器制造商正在 向产业链下游的集成/销售环节移动，布局自有品牌建设和销售渠道，随着国内企业在 产品端赶超，在渠道端完善，国产份额将快速提升，盈利水平有望进一步提升。

中国户储厂商出海的三个核心竞争力：

1）产品能力：户用储能面向C端用户，对产品价格敏感性低，但需求多元，对电池 安全及使用寿命要求高，普遍要求10年以上质保，电池循环次数在6000次及以上，度电 成本具备优势，能与多数储能逆变器匹配，须通过各区域安全认证，如国际IEC、欧盟 CE、欧洲VDE、美国UL、澳洲CEC、日本JIS、联合国UN38.3等。

同时，目前全球不同地 区电网标准、消费者使用习惯、审美偏好等存在差异，个性化&本地化的产品能力成为 竞争核心要素。

2）降本能力：有规模化生产能力，能够一体化降本，交付效率高的公司具备长期 竞争优势，尤其是在当前锂电池原料碳酸锂、逆变器核心部件IGBT价格处于高位的情况 下。

3）渠道能力：户用储能市场终端家庭客户数量众多，单体安装量小，依赖于本地 服务能力强的系统集成商、经销商或安装商。绑定本地渠道，与境外分销商建立稳定合 作关系是未来竞争一大壁垒。原有光伏逆变器渠道与储能业务渠道重合度较高，先发渠 道布局会顺利转化成在储能业务的竞争力。

4.2、 产品趋势：高容量+高电压+一体机

系统方案发展趋势：

1）目前市场上产品以分体式为主，但一体机是未来发展方向：

1）一体机的集约化 程度高，即插即用，免现场对接调测，对终端用户更友好，有利于产品标准化和大面积 推广；

2）电池和逆变器由同一供应商提供，节省售后环节时间与人力成本；

3）可把电 池与储能逆变器做成封闭系统，凭借品牌建设获取溢价；

4）电池可与逆变器等其他电气部件联合认证，认证更快捷。

2）大容量：欧洲房屋面积小，系统主要以5kW/10kWh、5kW/12.5kWh和5kW/15kWh为 主。

美国房屋面积大，平均家庭日耗电高达32kWh（户均2.6人，人均月耗电371kWh）， 系统主要以10kW/15kWh、10kW/20kWh为主，而目前储能电池容量集中在在5-15kWh。

随 着美国市场客户不断增多，以及全球中产阶级客户不断涌入市场，为与用户高用电需求 相匹配，完善产品线布局，系统容量有望逐步提升至15kWh，甚至20kWh以上。

3）高电压：当前欧洲户储市场,尤其是北欧和德语区市场，正在经历低压向高压系 统的产品迭代，高压储能系统的效率大约比低压储能系统高4%。

电池发展趋势：

1）高电压：高压化可降低电池电流，进而减少放热量，提升放电效率和安全性。

2）大圆柱产品进入户储市场：户用储能电芯按封装方式可分为方形、大圆柱及软 包，大圆柱电芯的单体容量在10Ah-50Ah，方形在50Ah-300Ah，软包在30Ah-80Ah。

圆柱 电芯装配效率高于方形和软包，产线爬坡速度快于方形，单体生产成本更低；大圆柱电 芯的弧形表面一定程度上限制电池之间热传递，安全性更高。

3）更小的单体电芯容量：更小的电芯单体容量提高了模组容量的多样性，可匹配 不同带电量的户储及便携式储能系统。同时，随电压平台升高，若储能系统容量不变， 则单体电芯容量减小，低压平台的储能电芯多为100Ah，而高压平台逐渐向50Ah过渡。

4）更长循环、更高倍率：海辰储能发布的户用储能专用电池循环寿命已突破5000 次大关。未来，户用储能电芯循环要求将达到6000次以上，倍率要求达到1C充放电。

5）电池模块化可扩展：通过多个标准电池模块组合使用来实现系统扩容，可以简 化安装和运维，方便后期客户因用电需求增加要求扩容。用户可以直接购买电池模块， 根据用户手册自己完成电池并联安装。

6）新电池技术：中短期看，磷酸铁锂体系是全球户用储能电池技术路线，但钠离 子等新材料电池的快速崛起也为未来降本增效带来新思路。

储能逆变器发展趋势：

1）混合逆变器（并离网一体逆变器）：一套光伏+储能系统配置一个混合逆变器即 可，无需在AC和DC侧分别安装光伏逆变器和储能逆变器，提升光储系统安装效率，价格 比储能逆变器高20%左右，客户接受度高；

2）更大功率：为与用户逐渐增多的用电需求相匹配，户用储能逆变器功率也将从 3kW、5kW提升到8kW，向三相10kW以上迭代。锦浪、德业、阳光研发的针对美国的市场 的新产品是10kW、15kW到40kW的储能逆变器。

3）高电压：高压混合逆变器的电路拓扑结构更简化，尺寸小重量轻，故障率下降。

5、 行业主要公司

我们认为，户用储能有望成为全球重要的战略家电产品，中国电池与逆变器企业有突 出产品、降本、渠道等能力以响应这一产业趋势，预计到 2025 年前行业将保持高速增长， 高电价与低渗透率是核心推动因素。

短期看，部分户储电池公司与逆变器厂商具有先发优 势，长期看各个公司有望向着“全产业链布局与一体机”方向发展，充分享受户用储能带 来的行业性机会。

具有先发布局优势的户储电池企业，派能科技（新能源组覆盖）、 鹏辉能源（新能源组覆盖）、远东股份；具有先发优势光伏逆变器公司，推荐科士达、 阳光电源、锦浪科技、德业股份、禾迈股份、昱能科技、科华数据。

6、 风险提示

1）海外户用储能需求不及预期； 2）海外居民电价大幅下调的风险； 3）产业链竞争加剧风险； 4）相关上市公司业绩不及预期； 5）大盘系统性风险。

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