家储：集中式电力供应的破局者

浩博电池网讯：海外家储市场在经济性与提升供电可靠性的驱动下迎来快速发展，我们复盘发现德/美/日/澳四国家储发展驱动因素略有差异，我们预期未来峰谷价差拉大、储能成本下降、FIT到期等因素都将驱动家储经济性进一步提升，且VPP模式有望贡献新增收益，推动分布式电力系统快速发展。

摘要

家储是分布式能源的重要组成部分，推动电力系统由集中式供能向集中式与分布式共同供能转变。目前集中式的波动性可再生能源装机持续增长、电力需求增长，催生电力短缺、电能质量低、电价高等问题，分布式供能可实现输配电成本节约，实现更低成本、提高电能质量和能源效率。对于家庭而言，家储可降低用电成本，同时可作为应急备用电源提升家庭供电可靠性；对于电网而言，配置储能可将电力在时间上转移以辅助电网平衡发电能力与用电需求。

各国家储市场驱动因素各异，经济性与供电可靠性为核心驱动力。2021年全球储能装机规模约6.6GWh，同比增长46%，其中德/美/日/澳为主要装机国家。分析四国驱动因素，经济性与供电可靠性和核心驱动力：四国大多有针对家储的补贴以直接降低其安装成本，澳洲、美国加州等地均有虚拟电厂等商业模式创新提升经济性，德国、澳洲市场在高电价驱动下家庭光储系统快速增长，我们测算德/美/日/澳家庭储能系统回本周期分别约7.6/15.5/8.3/10.3年，德日澳已初步具备经济性。此外，日本、美国等地区极端天气频发，家庭提升用电可靠性需求也进一步推升家储安装需求。

全球家储发展空间巨大，零售/VPP加速发展情形下2025年全球家储安装规模有望分别达18/35GWh。我们测算全球家储理论规模约1300GWh，而截至2021年全球家储装机仅约20GWh，发展潜力巨大。我们认为峰谷价差拉大、储能成本下降、FIT到期等因素都将驱动家储经济性进一步提升，同时若VPP模式成熟，将为家储带来更高额的收益。我们预期在常规情形与VPP加速发展情形下，2025年全球家储装机量分别达18/35GWh，对应2021-2025年CAGR分别达29%/52%。

我们看好海外家储市场持续性地快速增长带动布局家储市场的锂电池企业及逆变器厂商业绩增长。建议关注：1）锂电池；2）逆变器。

风险

家储经济性提升不及预期，户用光伏装机不及预期，家储需求不及预期。

正文

家储发展概览

家储是分布式能源的重要组成

家庭储能为家庭用户在本地储存电能以备后用，电化学储能产品也被称为电池储能系统。目前家庭储能普遍为配合户用光伏使用构成家庭光储系统，家庭光储系统主要包括：光伏组件、逆变器、锂电池、BMS、交流负载等。分类上可包括并网家庭光储系统和离网家庭光储系统。并网家庭光储系统可在由电网对家庭负荷供电或家庭光储系统对电网输电，离网家庭储能系统则与电网无电气连接，适用于孤岛等偏远无电网地区。

家庭储能是分布式能源（DER）的重要组成部分，推动电力系统由集中式供能向集中式与分布式共同供能转变。目前集中式的波动性可再生能源装机持续增长、电力需求增长，催生电力短缺、电能质量低、电价高等问题，分布式能源（DistributedEnergyResource,DER）是靠近家庭或企业等用电地点，提供了传统电网的代替方案或增强功能。分布式能源包括：1）分布式发电：包括分布式光伏、家用燃料电池等；2）分布式储能：分布式锂电池储能或飞轮储能等。我们认为相比于集中式发电厂与高压输配电线路建设，分布式能源可实现更低的成本、提高服务可靠性、提高电能质量、提高能源效率和能源独立性，同时提供着显著的环境效益。最终分布式储能将与分布式发电共同实现电力系统由集中式供能向集中式与分布式共同供能转变。

具体而言，我们认为家庭储能的发展对家庭与电网均存在较大意义：

?对家庭而言，家储可通过提高自发自用比例、参与辅助服务等方式降低用电成本，同时在面临重大灾害等因素导致电网电力中端时作为应急备用电源，提升家庭供电可靠性。

?对电网而言，VRE（波动性可再生能源）占比快速提升，将进一步拉大发电曲线与用电曲线的差异，配置储能可将电力在时间上转移以辅助电网平衡发电能力与用电需求。

全球家储装机规模快速增长，德美日澳为主要装机国家。2020年，全球储能装机规模约4.5GWh，其中德/美/日/澳为前四大装机市场，装机份额分别约25%/23%/18%/9%，整体市场装机较为集中。2021年全球家储装机进一步高增至6.6GWh，同比增长约46%。

图表1：全球家储装机快速增长

资料来源：Sunwiz，《ThedevelopmentofbatterystoragesystemsinGermany,JanFiggener,2022》，BNEF，中金公司研究部

图表2：2020年家储装机规模拆分

资料来源：HISMarkit，中金公司研究部

图表3：2021年美德日澳户用光伏及储能渗透率一览

注：光伏、光伏+储能的安装比例计算基数均为适合安装的住宅数量，资料来源：InfoLink，中金公司研究部

家储发展的核心驱动力

我们认为家储核心驱动力包括降低家庭用电成本与提升供电可靠性：政策、电力市场机制等多种方式共同驱动配储成本下降、降低家庭用电成本；突发停电事件时家庭储能可作为备用电源提升家庭供电可靠性。

图表4：家庭储能驱动因素汇总

资料来源：中金公司研究部

?电网用电电价与上网电价差值逐步增加。1）FIT退坡：德国、日本等众多国家均设有光伏发电上网电价补贴政策（Feed-intariffs,FIT），但目前大多国家FIT补贴均逐步退坡或取消/到期，光伏发电上网电价持续降低。2）净计量政策退坡：美国、澳大利亚等国设有净计量政策（NetMetering，NEM），允许户用光伏家庭根据向电网输送的电量，从自己的电费账单中扣除一部分，即只计算净消费额，目前美国加州、佛罗里达州均计划净计量政策退坡或取消。3）电价上涨：受目前俄乌冲突等影响，欧美用电价格持续上涨，居民电网取电的用电成本提升。受FIT、净计量政策退坡及电价上涨三方面影响，目前电网用电电价与光伏上网电价差值拉大，海外户用光伏已逐步从单一的售电模式转向配置储能并实现更高的自发自用比例。

图表5：欧洲各国批发电价

资料来源：statista，中金公司研究部

图表6：美国城市平均电价

资料来源：FederalReserveEconomicData，中金公司研究部

?直接补贴：政府对家储配置给予直接补贴，如美国ITC政策给予配套光伏的储能项目以税收抵免，日本、澳大利亚等国家也均推出针对家储的直接补贴政策以提升其经济性。

?分时电价机制：美国加州、澳大利亚、意大利等国家均设有分时零售电价机制，在中午时段光伏发电量大、用电需求小，居民电价较低；傍晚时分光伏发电量骤减、用电需求快速提升，分时电价上升。户用光伏配置储能后，可在中午时分将光伏多余发电量对电池充电，并在傍晚家庭用电需求高峰时进行放电，减少傍晚时分（高电价时段）购电量，降低家庭用电成本；对于单独配储用户，也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。

图表7：家庭光储系统运作模式

注：采用4KW光伏+7KWh储能系统，资料来源：BNEF，中金公司研究部

?虚拟电厂：虚拟电厂（VirtualPowerPlant，VPP）通过聚合储能等分布式能源，可以实现对电网稳定输电，并提供辅助服务、需求侧响应获取收益，同时通过长期合约和金融工具，降低安装成本门槛，加速家庭储能渗透率提升。如澳大利亚、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。

图表8：虚拟电厂收益模式

资料来源：中金公司研究部

我们选取澳洲、日本、德国、美国加州四个主要家储安装地进行经济性测算：日本、德国在户用光伏基础上额外增加储能的投资回收期约在7-8年，已初步具备一定经济性，澳大利亚、美国加州在户用光伏基础上额外增加储能的投资回收期均超10年，尚未具备较高经济性。

图表9：全球主要家储国家经济性测算

资料来源：SolarVictoria，Canstarblue，TEPCO，TaiNavi，PGE，Energysage，BNEF，中金公司研究部

除降低家庭用电成本外，家庭储能可提升家庭供电可靠性与稳定性。2021年澳洲多处燃煤电厂爆炸引发意外停电、极端风暴天气引发数千家庭连续数周断电[1]；日本也是地震、海啸频发国家之一，均对电力系统稳定性产生较大影响，进而产生家庭对储能的需求。

各国家储市场发展

澳大利亚：VPP等多样化收益、供电可靠性驱动

根据澳洲光伏及储能资讯公司Sunwiz数据，2021年澳大利亚供实现储能装机1089MWh，其中部署30246个家庭储能系统，总装机容量为333MWh，其预计2022年家储装机将稳定增长，装机容量有望达363MWh。分区域看，澳大利亚家储安装集中于新南威尔士州、维多利亚州、南澳大利亚州等地。

图表10：澳洲家储装机规模

资料来源：Sunwiz，中金公司研究部

分布式光伏发展快速。澳洲分布式光伏较多，主要是屋顶系统，其推动因素主要包括：1）自然优势：澳洲拥有世界第一的光照资源，80%以上的国土光照强度超过2000kW/m2/hour，系统成本相同下，澳洲光伏发电的成本仅为德国发电成本的一半。2）政策支持：澳洲政府通过小规模可再生能源计划(Small-scaleRenewableEnergyScheme,SRES)，对安装户用光伏的用户颁发小规模技术权证(Small-scaleTechnologyCertificates,STCs)，可自行出售给电力零售商等或分配给系统安装公司以换取一定的折扣；同时澳洲各州政府对户用光伏给予FiT补贴；3）房屋所有率和单户住宅率较高。4）澳洲零售电价不断上涨。

各州政府为家储安装提供回扣/补助金直接降低家储成本。目前澳洲无全国性统一补贴政策，但各州大多为家庭储能系统提供回扣以降低安装成本。澳大利亚首都领地提供825美元/KW的电池回扣，最高可达30千瓦（最高24,750美元）；北领地提供450美元/KW的安装补助金，最高补助金为6,000美元，南澳大利亚、维多利亚州等也提供最高3000-3500美元不等的家储安装回扣。此外，新南威尔士州还针对家储安装提供无息贷款以提升其经济性。

虚拟电厂提供额外收益来源。澳大利亚各州提供众多虚拟电厂项目，截至2022年4月，澳洲累计虚拟电厂项目达61个，其主要技术为表后储能，而表后储能又以家庭储能为主。澳洲VPP项目通常可通过三种方式获取收益：1）VPP通过电力零售商进入电力批发市场；2）提供紧急的需求侧相应等电网服务；3）提供辅助服务。澳洲居民可在安装家庭光储系统时即与系统零售商签订VPP项目协议以换取一定购置折扣，或可与独立的VPP聚合商签订VPP协议，将储能系统部分容量参与VPP项目获取额外收益。如新南威尔士州居民加入不同VPP项目可获得约200-450澳元/年的额外利益。

图表11：澳洲累计VPP数量

资料来源：BNEF，中金公司研究部

图表12：2021年新南威尔士州居民加入VPP获得的额外收益

资料来源：BNEF，中金公司研究部

家储提升家庭供电可靠性。家储可在发电厂中断或发生极端天气时提供应急电源：1）发电厂中断：2021年5月下旬Callide燃煤发电厂爆炸导致基本负荷停电，昆士兰Stanwell、Gladstone，新南威尔士州Bayswater等燃煤发电厂均出现意外停电[2]，导致2021年二季度昆士兰州、新南威尔士州和维多利亚州累计出现近五百次基本负荷中端，发电厂意外暂停及输电线路中断使得昆士兰州、新南威尔士州二季度平均价格分别同比上涨297%/184%。2）极端天气：2021年6月维多利亚州发生严重风暴致使丹德农山脉数千个家庭连续数周断电[3]，家庭光储系统维持家庭供电可靠与稳定性。

图表13：昆士兰州、新南威尔士州电力批发市场季度均价

资料来源：AustraliaEnergyRegulator，中金公司研究部

风光占比提升驱动电力批发价格下滑，光伏上网电价持续退坡，驱动家储经济性。澳大利亚风光等可再生能源装机持续增长，持续压低电力批发市场电价，带动户用光伏白天并网价值下降，目前澳大利亚各州大多推动光伏上网电价（Feed-in-Tariff,FIT）退坡：2021年1月EnergyAustralia将新南威尔士州居民的上网电价从10.5美分/KWh下调至9.5美分/KWh，并在10月进一步下调至7.6美分/千瓦时；维多利亚州2021年7月起将最低上网电价从10.2美分/千瓦时下调至6.7美分/千瓦时。户用光伏上网电价持续下降，导致居民零售电价远高于户用光伏上网电价，由此带来家庭储能经济性。

我们以维多利亚州为例测算家储经济性。澳洲电力系统多样，户用光伏上网电价可自由选择固定上网电价或根据时间可变的上网电价。居民零售电价也可自由选择单一固定电价、阶梯电价、分时电价等各种方式，目前单一固定电价较为主流，我们采用固定上网电价及固定居民零售电价测算户用光储系统回本周期：仅光伏系统投资回收期约3.7年，光伏+储能系统投资回收期约6.2年，光储系统中单储能的投资回收期约10.3年，光伏系统已存在较高经济性，但户用储能系统经济性尚未实现较好经济性。

图表14：澳洲家储经济性测算（以维多利亚州为例）

资料来源：SolarVictoria，Canstarblue，中金公司研究部

日本：供电稳定性与高额补贴驱动

日本2021年表后储能装机量约931MWh，同比2020年增长8%，表后储能中以户用储能为主，占比高达90%。

图表15：日本表后储能装机规模

资料来源：日本经济产业省，BNEF，中金公司研究部

国家与地方高额补贴直接降低家储安装成本。日本经济产业省授权委托的社团组织（SustainableopenInnovationInitiative,SII）对分布式能源给予补贴。2022年根据家庭储能系统容量差异，补贴金额在37000日元/KWh-52000日元/KWh。此外，日本各个地方政府大多也给予家储补贴：东京70,000日元/kWh（最高420,000日元或设备成本的一半）、八王子市给予10,000日元/kWh补贴（最高50,000日元）、葛饰区给予最高20万元补贴。

上网电价持续退坡、FIT期限到期，催生家储需求。日本最早于2009年启动可再生能源上网电价计划（FIT）以鼓励光伏装机，电力公司将购买消费者光伏系统产生的多余发电量，此后每年上网电价持续退坡，最新年度（2022年4月-2023年3月）户用光伏上网电价（<10KW）同比下降11%至17日元/千瓦时，预期随着光伏成本进一步下降与装机量持续提升，户用光伏上网电价或将持续退坡，推升配储经济性。另一方面，因户用FIT合同期限均为10年，2019年11月后，早期签署的FIT合同将陆续到期，据日本经济产业省估计，2019年将有53万个家庭光伏FIT合同到期，至2023年将达到165万个家庭，对应约6.7GW的光伏总装机量，将催生较大配储需求。

图表16：日本户用光伏上网电价持续退坡

资料来源：日本经济产业省，中金公司研究部

图表17：日本FIT累计到期家庭户数及装机容量

资料来源：BNEF，中金公司研究部

地震、海啸等灾难频发，推动家庭储能配置需求。日本为全球灾难频发国家之一，地震、台风、海啸等极端天气频发对供电系统及电力稳定性产生较大影响，如2022年3月，东北海岸发生7.4级地震，破坏影响六座发电厂致使其数周至数月停滞，切断了约200万户家庭的电力供应[4]；2019年10月，台风海贝思推倒了日本众多输电塔与电线杆，中断了近50万家庭的电力供应[5]。日本家庭对供电可靠性与稳定性的需求将直接驱动储能需求。

我们测算以日本东京家庭为例测算户用光伏及储能的经济性。我们假设无光伏/储能系统地家庭和安装光伏或光储系统的家庭均采用阶梯电价。测算发现：仅安装光伏系统投资的回收期约5.7年，光伏+储能系统投资回收期约6.2年，光储系统中添加额外的储能的投资回收期约8.3年，光伏系统已存在一定经济性，而储能系统在日本DER补贴及地方政府高额补贴下同样具备一定经济性。

图表18：日本东京家储经济性测算

资料来源：TEPCO，TaiNavi，BNEF，中金公司研究部

德国：高零售电价驱动储能需求

德国家储装机快速发展，占储能装机主导地位。根据德国亚琛工业大学相关研究数据，2021年德国户用储能新增套数约14.5万套，对应家储装机量约1268MWh，同比增长49%，占德国总储能装机量份额超90%。从家储单套规模来看，2021年平均规模约8.7KWh，近五年持续提升。

图表19：德国家储装机规模快速增长

资料来源：《ThedevelopmentofbatterystoragesystemsinGermany,JanFiggener,2022》，中金公司研究部

图表20：2021年德国储能装机量拆分

资料来源：《ThedevelopmentofbatterystoragesystemsinGermany,JanFiggener,2022》，中金公司研究部

高电价驱动户用光伏装机持续增长，同时催生储能经济性。德国是目前欧洲居民零售电价最高的国家之一，常年维持在30欧分/KWh的水平，据SolarPowerEurope测算，德国家庭安装光伏或户用光储系统度电成本已远低于德国零售电价。同时，2021年下半年以来，能源需求增长、地缘政治影响供给，欧洲天然气价格大幅上涨并带动德国批发电价持续上涨，进一步推高德国居民零售电价，高居民零售电价直接驱动户用光伏及储能装机量。

图表21：德国家庭平均电价

资料来源：BDEW，中金公司研究部

联邦与州政府层面为户用储能提供补贴等金融支持。德国复兴信贷银行（KFW）为户用光伏或储能系统提供低息贷款。此外，各州政府也为户用储能提供不同额度补贴支持：柏林给予300欧元/KWh补贴（最高15,000欧元）；巴伐利亚给予100欧元/KWh补贴。

2021年后FIT逐步到期，且FIT逐年退坡，驱动储能需求。2020年德国颁布可再生能源法案，引入可再生能源上网电价补贴，合同期限为20年。2021年起，早期的户用光伏上网电价补贴将陆续到期，BNEF预计2021年将有1.8万套户用光伏FIT到期，至2025/2030年将分别达4.6/25万套，驱动配储需求。另一方面，德国FIT电价持续退坡，而家用零售电价持续上升，储能经济性持续提升。

图表22：德国FIT上网电价持续下降

资料来源：FraunhoferISE，BDEW，中金公司研究部

图表23：德国户用光伏FIT将于2021年后逐步到期

资料来源：BNEF，中金公司研究部

我们以德国柏林为例测算德国光伏及储能经济性。德国普遍采用固定上网电价及固定零售电价测算发现：仅安装光伏系统投资的回收期约6.5年，光伏+储能系统投资回收期约6.9年，光储系统中添加额外的储能的投资回收期约7.6年，户用光伏及储能系统均已具备一定经济性。根据德国亚琛工业大学研究数据，2021年德国新增的21.5万套户用光伏中约67%的家庭同时配置了储能，光储系统在德国已实现较好渗透与应用。

图表24：德国家储经济性测算

资料来源：FraunhoferISE，BDEW，Photovoltaik4all，中金公司研究部

美国加州：多样化政策驱动光储需求

加州拥有全美最大的光伏市场，2020年起，加州所有新建的住宅将被要求安装光伏系统，2021年加州户用光伏装机量约1.4GW，同比增长约32%，户用储能装机规模约580MWh，同比增长55%。

图表25：加州户用储能装机

资料来源：BNEF，中金公司研究部

加州政策采用多样政策提升光伏及储能经济性。

?ITC与SGIP直接补贴光伏与储能项目：1）ITC：美国2006年颁布ITC（InvestmentTaxCredit）税收减免政策，为光伏系统提供30%的税收抵免，目前ITC补贴为26%，且其同样适用于配套光伏的储能项目，ITC直接提升光伏及储能项目经济性。2）SGIP：加州2016年推出SGIP补贴（Self-GenerationIncentiveProgram），对储能项目给予补贴，补贴总预算超10亿美元，其对户用储能的初始补贴高达0.5美元/Wh，目前随装机增长，单位补贴金额约0.15-0.2美元/Wh。ITC与SGIP补贴直接降低光伏及储能项目投资成本。

?净计量政策（netenergymetering,NEM）：净计量政策允许系统功率小于1MW的家庭及工商业光伏用户根据向电网输送的电量，从自己的电费账单中扣除，即只计算净消费额。2017年加州推出新的计量政策（NEM2.0），对从电网购买的电力增收不可绕过费用（Non-bypassablecharges,NBC），金额约2-3美分/KWh，因而上网电力抵扣的电价将略低于电网取电电价。

?分时电价（TimeofUse,TOU）：NEM2.0规定所有光伏用户必须切换至分时电价（TOU）制度，即针对不同时段存在不同零售电价。如加州太平洋煤气电力公司（PG&E）目前划分为夏季时段与冬季时段，在夏季时段的高峰期（4pm-9pm）最高收取49美分/KWh，非高峰期（9pm-4pm）最高收取42美分/KWh。配置储能可直接降低家庭在用电高峰期的电网购电量，驱动其经济性。

此外，加州储能项目还可通过参与VPP项目获利。VPP项目在加州较为流行，终端安装商、第三方VPP提供商等企业均为家庭光储客户提供不同收益的VPP项目。如swellenergy为加州洪堡县提供1000美元现金奖励；为加州橙县、文图拉和圣巴巴拉等客户提供更低折扣的光伏+储能系统购置成本。加州光储家庭可自行选择VPP项目以实现收益最大化。

我们测算美国加州户用光伏及储能的经济性。我们假设无光伏/储能系统地家庭采用单一固定电价，而安装光伏或光储系统的家庭采用分时电价，测算发现：仅安装光伏系统投资的回收期约4.6年，光伏+储能系统投资回收期约5.9年，光储系统中添加额外的储能的投资回收期约15.5年，光伏系统已存在一定经济性，但户用储能系统经济性尚未具备经济性。

图表26：美国加州家储经济性测算

资料来源：PGE，Energysage，中金公司研究部

NEM3.0政策有望驱动户用光伏系统转向光伏+储能系统。我们认为加州光伏系统安装储能明显拉低投资回收期主要由于当前的NEM允许家庭光伏用户以接近电力零售价格向电网售电，进而提升光伏系统经济性但同时拉低储能经济性。2020年加州公用事业委员会启动更改NEM计划（NEM3.0），根据提案，NEM3.0将拉大高峰与低谷电价零售电价差（低谷费用低于0.2美元/KWh，高峰期费用近0.5美元/KWh），同时降低大幅降低上网电力所抵扣的电价金额（从目前的22-36美分/KWh下降至4.7-20美分/KWh），且将针对光伏系统征收8美元/KW/月的电网费用。根据BNEF估算，NEM3.0政策将直接降低光伏系统投资回收期，但光伏+储能投资回收期将维持约8年。目前该提案目前被推迟直至另行通知，未来若通过提案或将进一步刺激加州家储装机。

家储理论空间与装机规模预测

家储理论市场空间测算

我们测算全球户用储能理论装机规模近1500GWh，发展潜力巨大。从屋顶光伏配储考虑，居住独栋住宅的家庭拥有安装屋顶光伏的潜力，按照各国家及地区独栋住宅家庭占比、住宅可开发屋顶光伏比例进行测算，可得到全球约3.3亿套家储系统需求规模；我们按照各地区家庭平均每日用电量、配储50%进行测算，计算得全球约1308GWh家储理论装机空间。对比而言，2021年全球家储累计装机规模仅约20GWh，潜在增长空间巨大。

图表27：常规情形下全球储能装机测算

注：家储在中国居民侧电价机制下经济差、中国整县推进模式更适宜集中式储能，故未测算中国理论市场规模。独栋住宅户占比，拉丁美洲及亚洲其他地区按照60%、其他地区按照当地实际水平分别进行测算；住宅可开发屋顶光伏比例，澳大利亚按照其实际水平、其他地区按照30%分别进行测算；单位家储容量，按照各地区户均每日用电量的50%进行测算。资料来源：NREL，Eurostat，ISF，STATSSA，Worldometer，Statista，中金公司研究部

家储装机规模预测

从经济性角度来看，我们认为家庭储能回本周期达到5年时将迎来快速增长。目前来看，日本、德国家储回本周期均在7-8年，澳洲、加州在10-15年。我们认为随着各国峰谷价差拉大、储能成本下降、FIT到期等因素驱动，家储经济性将进一步提升，而户用光伏安装量持续增长，不仅扩大了家储的潜在市场空间，且会加速FIT退坡，变相推动家储的经济性。

家庭储能安装成本下降提升其经济性。从成本拆解来看，2021年家庭储能度电成本近600美元/KWh，其中电池PACK及逆变器成本各占约1/3，2022年受上游碳酸锂等原材料涨价影响，锂电池价格上涨，我们预期其将在2023年后逐步回落，预计至2026年家储安装成本将下降至约500美元/KWh，相比2021年下降22%，其经济性有望进一步提升。

图表28：家储安装成本拆分及LCOE预测

资料来源：BNEF，中金公司研究部

2022-2026年期间，假设全球各国平均能源价格不发生剧烈波动，那么在无补贴区域，家储的经济性仍不显著（相比仅安装光伏），我们预计家储的主要市场仍然是欧、美、澳、日等国，发展中国家则使用更为廉价的便携式储能和光伏来提供电能。我们通过户用光伏装机预测数据，并假设光伏配储比例，同时考虑部分现有户用光伏新增储能需求，推算预测全球储能装机量：我们预计2022年全球储能装机量有望达9.4GWh，同比增长43%，至2025年全球户用储能装机有望达近20GWh。

另一方面，我们认为在此期间若VPP等新商业模式逐步成熟，有望提升家储经济性，若在VPP商业模式快速发展的加持下，我们预期家储渗透规模有望明显快于常规模式，我们预计在VPP快速发展的情形下2025年全球家储安装量有望达33GWh。

图表29：常规情形下全球储能装机测算

资料来源：IHSMarkit，BNEF，SolarVictoria，TEPCO，PGE，Energysage，中金公司研究部

图表30：常规情形与VPP加速发展情形家储安装量对比

资料来源：IHSMarkit，BNEF，SolarVictoria，TEPCO，PGE，Energysage，中金公司研究部

家储市场格局与竞争力

户用储能产品的核心是锂电池，但集成品牌商较多。户用储能系统由电芯、BMS、EMS（能源管理系统）、储能双向变流器、其它支撑系统构成，电池是最核心的组件。从供应商层面，也形成两大类企业：1）电芯供应商作为品牌本身，如LGES，派能科技等。2）第三方集成商作为品牌，外采电芯，如特斯拉、Sonnen等。

除储能品牌外，实际对接客户的是当地的渠道商与安装商。由于储能产品是电气产品、安装调试存在一定专业度和安全防护要求。因此终端客户并非直接对接到储能品牌商，而是对接渠道商/安装商。不同区域政策、电力市场准入审批要求的不同，也使得不同区域安装商需要对接当地政府、电力部门、客户，完成准入、安装以及定制化的电力交易策略等服务需求，因而渠道商/安装商的终端区位优势相对突出。

图表31：储能产业链构成

资料来源：中金公司研究部

从市场格局来看，全球储能锂电在电芯层面呈现高度集中，而户用细分领域品牌相对分散。

?全球储能电芯市场格局集中：储能电芯在不同国家区域具有一定通用型，2021年储能市场宁德时代、LG化学、三星SDI市场份额分别约32%、14%、14%，CR3高达60%。

?全球储能集成商份额分散，各区域均有优势供应商。由于家庭储能为ToC业务，具有明显的渠道优势，因而全球各区域均有不同的优势供应商。如美国市场家储集成商以Tesla和EnphaseEnergy占主导地位，4Q21两者合计份额达69%；而在德国市场则以Sonnon、E3/DC、SENEC等德国本土储能品牌为主，集成商区域性明显。

我们认为对于家储集成商来说，渠道、产品设计、经济性、VPP商业模式是影响其市场份额的主要因素。

?市场渠道：家储集成商进入当地的首要条件为具备相应资质，同时需具备分销商、零售商的渠道以直接触达终端消费者，即对终端消费者而言的“可获得性”。

企业对比：目前如特斯拉Powerwall有自身SolarCity光伏业务，可进行配套销售；EnphaseEnergy为微型逆变器企业，具备较好的终端销售渠道，与其储能产品具备较好协同性；Sonnon、SENEC等则长期专注于德国家储市场，积累起较好的销售渠道。

?产品设计：产品设计包括产品外观与容量大小。由于家庭储能类似消费电子产品，消费者在购买时对产品的美观度有较高要求；同时各国居民平均用电量差异较大，如德国家庭平均日耗电约10KWh，而美国家庭平均日耗电高达25-30KWh，家储集成商需具备相对应合适的储能产品容量以满足消费者需求。

企业对比：目前多数品牌均提供多种型号不同容量的家庭储能电池，低至5KWh，高可达15KWh+，但特斯拉产品较单一，仅提供容量为13.5KWh的Powerwall2储能电池。

?经济性：户用储能的其中已达驱动因素即为经济性，消费者在选择产品时会考虑其总价格与单KWh价格。我们以澳洲市场为例，选取各品牌容量在10-15KWh的电池型号计算其单位售价，多数产品售价分布于700-1000澳元/KWh水平，Sonnon单位售价最高，其次为Tesla，而LG的RESU13.1KWh产品单位售价仅649澳元/KWh。

?VPP商业模式：部分集成商可为家储安装用户提供VPP项目，用户加入VPP项目可在安装是获得一定的折扣或按月/调用量获得VPP收益，可为用户创造更多收益。如Sonnen为澳洲家储用户提供可选择的VPP项目。

?电池性能：1）从储能电池放电深度和电池效率进行比较，各品牌电池均介于90%-100%之间，差异性有限。2）从电池类别看，Tesla和LGES为三元电池，其余Sonnon、派能科技、比亚迪、华为等均采用磷酸铁锂电池。3）从循环寿命看，各品牌电池均具有6000次以上循环寿命或可保证10年内剩余容量/额定容量仍大于70%，可较好满足家庭储能10年需求。

投资建议

我们看好在降低家庭用电成本与提升供电可靠性的驱动下，德美日澳等家储市场迎来快速发展，推荐家储系统中价值量占比最大的电池与逆变器环节。

锂电池

我们认为铁锂电池相对三元电池在成本、循环寿命、安全性上具备较明显的优势，国内锂电龙头企业和优质的二线企业凭借铁锂技术、制造能力、供应能力及资金上的优势，具备较强的全球竞争力。同时，部分电池厂商持续布局海外家储市场，具备较完善的销售渠道，绑定下游客户形成高粘性，有望充分受益海外家储需求增长。

逆变器

我们认为，中国逆变器企业凭借人力成本优势、国内光伏市场快速增长建立的规模优势及产业链优势多重因素，不断提升全球市场份额，开拓销售渠道，提升产品质量。我们看好国产逆变器厂商凭借渠道与研发优势加速出海，实现市场份额与盈利能力双升，保障业绩高速增长。

风险提示

家储经济性提升不及预期。家储经济性依赖于补贴支持、安装成本下降等，若未来补贴持续大幅下滑、家储系统成本下降不及预期、峰谷价差缩小，将对家储经济性造成影响，进而影响家储需求。

户用光伏装机不及预期。目前家储普遍配套户用光伏安装，若户用光伏装机量不及预期，将影响家庭储能潜在市场空间与装机需求。

家储需求不及预期。若受经济性下滑、户用光伏装机不及预期等因素影响，家储需求不及预期，将对锂电池及逆变器厂商产生一定负面影响。