戶用儲能需求高增，核心驅動力來自保供電

在儲能的三大應用場景：發(fā)電側、電網(wǎng)側和用戶側中，戶用儲能的根本驅動力來自供電恢復性（resilience）和財務經(jīng)濟性（financial savings）。以美國為例，Energy Sage對美國戶用儲能用戶的調查中，resilience和financial savings選項均接近或過半（可選不止一個選項）。

戶用儲能的典型使用場景為與戶用光伏搭配形成戶用光儲系統(tǒng)。光儲系統(tǒng)的典型組成包括太陽能組件、控制器、逆變器、儲能電池、負載等，技術路線很多，按照能量匯集的方式，目前主要有直流耦合和交流耦合兩種拓撲結構。

戶用儲能現(xiàn)狀：海外市場為主，歐洲領銜，美、日、澳隨后

歐洲：德國占比過半，其次為意大利、英國、奧地利、瑞士

歐洲近年來戶用儲能增長迅速，其中，德國是歐洲最大的戶用儲能市場。2013年FiT政策從全額上網(wǎng)補貼，調整為鼓勵自發(fā)自用，超出部分上網(wǎng)之后獲得補貼，德國戶用儲能市場隨后快速升溫。之后意大利和英國市場增長迅速。2017年，德國、意大利、英國占據(jù)了歐洲戶用儲能裝機的90%。2018年，全歐洲戶用儲能部署超過65,500套。預計2021年歐洲戶用儲能新增裝機接近2GWh，2013-2021年化69%。

從2015年到2019年，德國戶用光伏系統(tǒng)單位kW造價降低了約18%，而戶用儲能系統(tǒng)價格降低了約40%。根據(jù)EuPD預測，到2023年戶用光伏系統(tǒng)單位造價還將降低10%，而戶用儲能系統(tǒng)降幅更大，約為33%。與此同時，歐洲居民電價呈現(xiàn)上升趨勢，零售電價與光伏度電成本/配儲后度電成本之間的差值逐漸拉大。在德國，2020年光伏配儲的度電成本（LCOE）已下降至14.7歐分/kWh，僅為零售電價的一半。

意大利是歐洲第二大戶用儲能市場，2019年全國部署約9000套戶用儲能系統(tǒng)，約90MWh，較2018年增長17%。意大利政府補貼力度大，2018年初針對小規(guī)模光伏系統(tǒng)的稅收減免政策延伸到了戶用儲能系統(tǒng)，該政策可以覆蓋戶用光+儲系統(tǒng)資本開支的50%。

英國是歐洲第三大戶用儲能市場，但由于戶用光伏裝機增速不高，英國戶用儲能市場2019年增長較為緩慢，安裝約5000套、38MWh。

奧地利2018年發(fā)布“2030任務”計劃，包括能源系統(tǒng)脫碳12項重大項目，其中一項是部署100,000套屋頂光伏系統(tǒng)和小型儲能系統(tǒng)，為支撐項目達成，2018年補貼從屋頂光伏延伸至戶用儲能。

法國和瑞士的電價較低，一定程度上不利于戶用儲能系統(tǒng)的推廣，其中法國電價約0.18歐元/kWh，瑞士約0.2歐元/kWh。法國的戶用儲能仍處于早期小規(guī)模發(fā)展階段，而瑞士戶用儲能發(fā)展較快，2019年錄得約20MWh戶用儲能裝機，這是因為瑞士人均收入較高，且光伏安裝商儲能滲透率高，約1/4戶用光伏業(yè)主會選擇安裝電池儲能系統(tǒng)。

總體來看，歐洲戶用儲能的90%以上份額集中在前五大國家——德國、意大利、英國、奧地利、瑞士。

美國：發(fā)展迅速，戶用成為重要增長點

根據(jù)Wood Mackenzie發(fā)布的U.S. energy storage monitor。2021年美國儲能裝機容量達到3.51GW/10.50GWh，同比翻了兩番。其中2021 Q4新增裝機1613MW/4727MWh，同樣創(chuàng)造了單季度裝機紀錄。美國將發(fā)電側、電網(wǎng)側大型儲能項目統(tǒng)稱為“表前市場”（front of meter）或“電網(wǎng)級儲能”（grid scale），而用戶側儲能則分為戶用（residential）和非戶用（non-residential），包括工商業(yè)等。

2021Q4同樣錄得歷史最高單季度戶用儲能裝機規(guī)模，達到123MW/283MWh，其中加州、波多黎各、得州分別裝機58MW、14.3MW、10.5MW。今年年初得克薩斯州的暴風雪引發(fā)大面積停電事故，是得州裝機增長較快的因素之一。盡管2021年受美國電池供應鏈影響，抑制了部分儲能裝機需求，但全年仍錄得85%的戶用新增裝機容量增長。

預計美國儲能裝機未來將持續(xù)高增，2021-2026年總新增裝機將達到63.4GW/202.5GWh，其中戶用可達4.9GW/14.3GWh。

日本：表后儲能2020年累計已超過3GWh

根據(jù)日本產(chǎn)經(jīng)省統(tǒng)計，日本新增表后儲能2019年已達到800MWh，其中絕大多數(shù)都是鋰離子電池，2020年，日本累計表后儲能已達到3GWh。根據(jù)IHS Markit統(tǒng)計，2020年、2021年日本戶用儲能分別達到742MWh、688MWh（其中2021年為不完全統(tǒng)計）。日本2019年有約2GW戶用光伏FIT補貼到期，到2023年這一數(shù)字將上升到7GW。

澳大利亞：極端氣候、山火、偏遠地區(qū)推動戶用儲能增長

根據(jù)IHS Markit，2020年澳洲共新增儲能裝機1.2GWh，相比2019年的499MWh實現(xiàn)了翻倍以上的增長，累計儲能容量達到2.7GWh。其中表前儲能672MWh，表后儲能581MWh。根據(jù)SunWiz統(tǒng)計，2020年澳洲新增31,269套戶用儲能系統(tǒng)，總容量相比2019年增加27%，平均每套容量約為10.9kWh，高于2019年的10.3kWh，以此計算，2020年新增戶用儲能容量為341MWh。根據(jù)IHS Markit預測，到2030年澳洲儲能累計裝機將增長5倍以上，裝機功率達到12.8GW。夏季澳洲電網(wǎng)負荷較高，而炎熱天氣和森林大火經(jīng)常導致發(fā)電機跳閘，通常導致電力市場價格飆升至14,500澳元/MWh，偏遠地區(qū)極端天氣導致越來越頻繁的斷電，是戶用儲能取得增長的重要驅動力。

邊際變化：戰(zhàn)爭、疫情導致氣價、電價上漲，用電成本升高

2021年全球多個國家和地區(qū)遭遇能源危機，自去年年底以來，受到核電中斷、天然氣短缺的影響，德國批發(fā)電價達到269歐元/MWh，約合人民幣2元/度。

根據(jù)EIA數(shù)據(jù)，2021年美國住宅電力用戶支付的平均名義零售電價以自2008年以來最快的速度上漲，達到13.72美分/kWh，較2020年上漲4.3%，增長率與同期美國CPI變化類似，2021年為4.7%。主要歸因于一次能源價格上漲，尤其是天然氣，2021年美國天然氣電廠的氣價平均為4.98美元/MMBtu（百萬英國熱量單位），相比2020年的2.32美元/MMBtu上漲1倍多。2021年得州冬季暴風雪導致電力中斷、天然氣阻塞，也提高了終端電力零售價格。

歐洲電力結構中天然氣占比較高，近年實施了較為激進的退煤、退核政策，大力發(fā)展新能源，導致電網(wǎng)穩(wěn)定性較差，面對惡劣天氣沖擊和一次能源供應緊張的情況缺乏彈性。

戶用儲能具備良好的經(jīng)濟性，空間廣闊

歐洲：度電補貼、凈電量結算、市場化交易并存

（1）度電補貼：FiT制度與FiP制度

FiT制度：實際上就是固定上網(wǎng)電價制度，類似于我國的標桿上網(wǎng)電價或以燃煤基準電價平價上網(wǎng)。截至2019年，采用該制度的歐洲國家有奧地利、法國、德國等。

FiP制度：電價為市場電價加上溢價形成，該溢價可以為固定值，也可以為變動值，為減小投資方風險，還可為溢價后的電價設置上下限。截至2019年，采用該制度的歐洲國家有瑞典等。

（2）凈電量結算（Net-metering）：又可分為全額凈電量計量（Full net-metering）、部分凈電量計量（Partial net-metering）以及它的衍生版本——凈電量計費（Net-billing）。

全額凈電量計量（Full net-metering）：分布式發(fā)電業(yè)主可以用發(fā)出電量抵消從電網(wǎng)使用的電量，最后以凈消耗電量計量費用，即使用戶在白天發(fā)電上網(wǎng)，也可以用來抵消晚上從電網(wǎng)使用的電量，最后以零售電價來結算電費。采用的國家有比利時、希臘、匈牙利、荷蘭、斯洛文尼亞等

部分凈電量計量（Partial net-metering）：超出自用部分的上網(wǎng)電量，電價低于零售電價，有的國家采用零售電價打折的方式，如波蘭的上網(wǎng)電價是零售電價的80%；有的國家如羅馬尼亞，上網(wǎng)電價等于去年全年的日前批發(fā)市場電價平均值。

凈電量計費（Net-billing）：超出自用部分的上網(wǎng)電量采用現(xiàn)貨市場即期批發(fā)電價。采用該方式的歐洲國家有西班牙、葡萄牙、挪威、意大利等。

（3）市場化交易：通常由電力運營商提供相關的電力買賣合同選項，具體細節(jié)多種多樣。采用該方式的歐洲國家有捷克、丹麥、芬蘭、瑞士、英國等。

（4）無補償，如愛爾蘭。

以德國為例，戶用“光+儲”可5年收回成本，經(jīng)濟性較好

德國居民電價高達30歐分/kWh以上，居民配置儲能與光伏聯(lián)合運行可實現(xiàn)較好的經(jīng)濟性。假設某一典型家庭日均用電量20kWh，零售電價為30.22歐分/kWh。則分有無光伏、儲能，假設5種場景進行經(jīng)濟性評估。

（1）場景1：無光伏、無儲能；

（2）場景2：配4.5kW戶用光伏、無儲能，假設發(fā)電35%自用，其余上網(wǎng)，上網(wǎng)電價8.64歐分/kWh；

（3）場景3：配4.5kW戶用光伏、3kW/6kWh儲能，光伏自用率提升至60%；

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

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

可計算出，當配置4.5kW光伏、5kW/10kWh儲能時，相比場景1，可每年節(jié)省支出952歐元，投資回收期約5年。

對儲能單位投資進行敏感性分析，結果如下，各個場景下均有經(jīng)濟效益，但隨著儲能裝機的增加，對單位造價更為敏感。

來源：華爾街見聞