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。