户用储能需求高增，核心驱动力来自保供电

在储能的三大应用场景：发电侧、电网侧和用户侧中，户用储能的根本驱动力来自供电恢复性（resilience）和财务经济性（financial savings）。以美国为例，Energy Sage对美国户用储能用户的调查中，resilience和financial savings选项均接近或过半（可选不止一个选项）。

户用储能的典型使用场景为与户用光伏搭配形成户用光储系统。光储系统的典型组成包括太阳能组件、控制器、逆变器、储能电池、负载等，技术路线很多，按照能量汇集的方式，目前主要有直流耦合和交流耦合两种拓扑结构。

户用储能现状：海外市场为主，欧洲领衔，美、日、澳随后

欧洲：德国占比过半，其次为意大利、英国、奥地利、瑞士

欧洲近年来户用储能增长迅速，其中，德国是欧洲最大的户用储能市场。2013年FiT政策从全额上网补贴，调整为鼓励自发自用，超出部分上网之后获得补贴，德国户用储能市场随后快速升温。之后意大利和英国市场增长迅速。2017年，德国、意大利、英国占据了欧洲户用储能装机的90%。2018年，全欧洲户用储能部署超过65,500套。预计2021年欧洲户用储能新增装机接近2GWh，2013-2021年化69%。

从2015年到2019年，德国户用光伏系统单位kW造价降低了约18%，而户用储能系统价格降低了约40%。根据EuPD预测，到2023年户用光伏系统单位造价还将降低10%，而户用储能系统降幅更大，约为33%。与此同时，欧洲居民电价呈现上升趋势，零售电价与光伏度电成本/配储后度电成本之间的差值逐渐拉大。在德国，2020年光伏配储的度电成本（LCOE）已下降至14.7欧分/kWh，仅为零售电价的一半。

意大利是欧洲第二大户用储能市场，2019年全国部署约9000套户用储能系统，约90MWh，较2018年增长17%。意大利政府补贴力度大，2018年初针对小规模光伏系统的税收减免政策延伸到了户用储能系统，该政策可以覆盖户用光+储系统资本开支的50%。

英国是欧洲第三大户用储能市场，但由于户用光伏装机增速不高，英国户用储能市场2019年增长较为缓慢，安装约5000套、38MWh。

奥地利2018年发布“2030任务”计划，包括能源系统脱碳12项重大项目，其中一项是部署100,000套屋顶光伏系统和小型储能系统，为支撑项目达成，2018年补贴从屋顶光伏延伸至户用储能。

法国和瑞士的电价较低，一定程度上不利于户用储能系统的推广，其中法国电价约0.18欧元/kWh，瑞士约0.2欧元/kWh。法国的户用储能仍处于早期小规模发展阶段，而瑞士户用储能发展较快，2019年录得约20MWh户用储能装机，这是因为瑞士人均收入较高，且光伏安装商储能渗透率高，约1/4户用光伏业主会选择安装电池储能系统。

总体来看，欧洲户用储能的90%以上份额集中在前五大国家——德国、意大利、英国、奥地利、瑞士。

美国：发展迅速，户用成为重要增长点

根据Wood Mackenzie发布的U.S. energy storage monitor。2021年美国储能装机容量达到3.51GW/10.50GWh，同比翻了两番。其中2021 Q4新增装机1613MW/4727MWh，同样创造了单季度装机纪录。美国将发电侧、电网侧大型储能项目统称为“表前市场”（front of meter）或“电网级储能”（grid scale），而用户侧储能则分为户用（residential）和非户用（non-residential），包括工商业等。

2021Q4同样录得历史最高单季度户用储能装机规模，达到123MW/283MWh，其中加州、波多黎各、得州分别装机58MW、14.3MW、10.5MW。今年年初得克萨斯州的暴风雪引发大面积停电事故，是得州装机增长较快的因素之一。尽管2021年受美国电池供应链影响，抑制了部分储能装机需求，但全年仍录得85%的户用新增装机容量增长。

预计美国储能装机未来将持续高增，2021-2026年总新增装机将达到63.4GW/202.5GWh，其中户用可达4.9GW/14.3GWh。

日本：表后储能2020年累计已超过3GWh

根据日本产经省统计，日本新增表后储能2019年已达到800MWh，其中绝大多数都是锂离子电池，2020年，日本累计表后储能已达到3GWh。根据IHS Markit统计，2020年、2021年日本户用储能分别达到742MWh、688MWh（其中2021年为不完全统计）。日本2019年有约2GW户用光伏FIT补贴到期，到2023年这一数字将上升到7GW。

澳大利亚：极端气候、山火、偏远地区推动户用储能增长

根据IHS Markit，2020年澳洲共新增储能装机1.2GWh，相比2019年的499MWh实现了翻倍以上的增长，累计储能容量达到2.7GWh。其中表前储能672MWh，表后储能581MWh。根据SunWiz统计，2020年澳洲新增31,269套户用储能系统，总容量相比2019年增加27%，平均每套容量约为10.9kWh，高于2019年的10.3kWh，以此计算，2020年新增户用储能容量为341MWh。根据IHS Markit预测，到2030年澳洲储能累计装机将增长5倍以上，装机功率达到12.8GW。夏季澳洲电网负荷较高，而炎热天气和森林大火经常导致发电机跳闸，通常导致电力市场价格飙升至14,500澳元/MWh，偏远地区极端天气导致越来越频繁的断电，是户用储能取得增长的重要驱动力。

边际变化：战争、疫情导致气价、电价上涨，用电成本升高

2021年全球多个国家和地区遭遇能源危机，自去年年底以来，受到核电中断、天然气短缺的影响，德国批发电价达到269欧元/MWh，约合人民币2元/度。

根据EIA数据，2021年美国住宅电力用户支付的平均名义零售电价以自2008年以来最快的速度上涨，达到13.72美分/kWh，较2020年上涨4.3%，增长率与同期美国CPI变化类似，2021年为4.7%。主要归因于一次能源价格上涨，尤其是天然气，2021年美国天然气电厂的气价平均为4.98美元/MMBtu（百万英国热量单位），相比2020年的2.32美元/MMBtu上涨1倍多。2021年得州冬季暴风雪导致电力中断、天然气阻塞，也提高了终端电力零售价格。

欧洲电力结构中天然气占比较高，近年实施了较为激进的退煤、退核政策，大力发展新能源，导致电网稳定性较差，面对恶劣天气冲击和一次能源供应紧张的情况缺乏弹性。

户用储能具备良好的经济性，空间广阔

欧洲：度电补贴、净电量结算、市场化交易并存

（1）度电补贴：FiT制度与FiP制度

FiT制度：实际上就是固定上网电价制度，类似于我国的标杆上网电价或以燃煤基准电价平价上网。截至2019年，采用该制度的欧洲国家有奥地利、法国、德国等。

FiP制度：电价为市场电价加上溢价形成，该溢价可以为固定值，也可以为变动值，为减小投资方风险，还可为溢价后的电价设置上下限。截至2019年，采用该制度的欧洲国家有瑞典等。

（2）净电量结算（Net-metering）：又可分为全额净电量计量（Full net-metering）、部分净电量计量（Partial net-metering）以及它的衍生版本——净电量计费（Net-billing）。

全额净电量计量（Full net-metering）：分布式发电业主可以用发出电量抵消从电网使用的电量，最后以净消耗电量计量费用，即使用户在白天发电上网，也可以用来抵消晚上从电网使用的电量，最后以零售电价来结算电费。采用的国家有比利时、希腊、匈牙利、荷兰、斯洛文尼亚等

部分净电量计量（Partial net-metering）：超出自用部分的上网电量，电价低于零售电价，有的国家采用零售电价打折的方式，如波兰的上网电价是零售电价的80%；有的国家如罗马尼亚，上网电价等于去年全年的日前批发市场电价平均值。

净电量计费（Net-billing）：超出自用部分的上网电量采用现货市场即期批发电价。采用该方式的欧洲国家有西班牙、葡萄牙、挪威、意大利等。

（3）市场化交易：通常由电力运营商提供相关的电力买卖合同选项，具体细节多种多样。采用该方式的欧洲国家有捷克、丹麦、芬兰、瑞士、英国等。

（4）无补偿，如爱尔兰。

以德国为例，户用“光+储”可5年收回成本，经济性较好

德国居民电价高达30欧分/kWh以上，居民配置储能与光伏联合运行可实现较好的经济性。假设某一典型家庭日均用电量20kWh，零售电价为30.22欧分/kWh。则分有无光伏、储能，假设5种场景进行经济性评估。

（1）场景1：无光伏、无储能；

（2）场景2：配4.5kW户用光伏、无储能，假设发电35%自用，其余上网，上网电价8.64欧分/kWh；

（3）场景3：配4.5kW户用光伏、3kW/6kWh储能，光伏自用率提升至60%；

（4）场景4：配4.5kW户用光伏、5kW/10kWh储能，光伏自用率提升至80%；

（5）场景5：配4.5kW户用光伏、7kW/14kWh储能，光伏自用率提升至90%。

可计算出，当配置4.5kW光伏、5kW/10kWh储能时，相比场景1，可每年节省支出952欧元，投资回收期约5年。

对储能单位投资进行敏感性分析，结果如下，各个场景下均有经济效益，但随着储能装机的增加，对单位造价更为敏感。

来源：华尔街见闻