欧洲户储渗透率提升，美国大储放量在即。
俄乌冲突加剧能源紧张局势，高电价驱动海外户用装机热情。近两年来，受海外经济 复苏和可再生能源供应乏力等因素影响，天然气价格已走出一波上涨趋势。进入 2022 年， 俄乌冲突所引发的天然气断供，进一步推升欧洲天然气价格，进而使得欧洲电价进一步飙 升，成为欧洲户储装机高增的催化剂之一。考虑到未来一年欧洲天然气供给情况，未来一 年欧洲天然气价格中枢较难回落至 2021 年前水平。欧盟委员会 2022 年 5 月 18 日通 过 REPowerEU 议案， 2030 年可再生能源目标由之前的 40%提高到 45%，同时，光 伏装机目标再次提高，2025 年欧盟累计光伏装机规模要超过 320GW，相比 2021 年底 装机量实现翻倍，2030 底年累计装机规模目标约 600GW，是目前装机量的两倍之多。
2021 年全球光伏配储渗透率不足 6%，欧洲渗透率增速最快，但仍有大幅提升空间。 根据 IHS 和 IEA 统计数据计算，全球累计光伏配储比例逐年上升；经我们测算全球户用光 伏配储渗透率到 2021 年已经达到了 5.7%，仍然较低。分区域来看，目前仅有意大利和德 国等欧洲地区渗透率达到了 10%以上，其中德国的渗透率超过了 20%。不过从全球范围 内可以看出，包括美国、澳洲等在内的多个国家，其光伏配储渗透率仍不足 10%，全球户 储渗透率仍有很大的提升空间。
欧洲高电价模式下，户用光储经济性提升。用户侧，从现实需求来看，储能可帮助用 户“削峰填谷”，节省用电成本，有利于电力系统均衡供应电力，降低生产成本，并避免部 分发电机组频繁启停造成的巨大损耗等问题，从而保证电力系统的安全与稳定。除此之外， 储能系统还可以帮助用户降低停电风险、提高电能质量、降低容量电费、参与需求侧响应 等，发挥多重价值。极端天气和老旧的电力设施造成海外电力系统在根本上无法确保“可 靠性”，启动相关电网基建计划仍需时间，因此户用光储在经济性上的考量逐渐减弱，但 是未来经济性仍有看点。
户用光伏承担发电功能，但发电与用电高峰不匹配问题显著，储能系统是家庭实现电 力“自消费”的关键。从欧洲政策趋势来看，对户储推动作用的政策主要是“净记费”政 策、投资补贴或税收减免。德国、英国等为代表的“净记费”政策导致的用户用电和上网 电价之间差异持续拉大，对投资光储一体化迫切性明显提升。
为了测算欧洲户用光伏+储能项目的经济性，我们做出以下几项核心假设：1）假设居 民日均用电 20KWh，居民电价为 0.327 欧元/KWh，欧洲主流 FIT 上网电价为 0.037 欧元 /KWh；2）假设户用光伏（3KW）造价 2000 欧元，光伏日均利用 5 小时，发电自用率 21%； 3）假设户用储能功率为 10KWh 造价为 4000 欧元，使用年限为 10 年，安装储能设备后 居民发电自用率为 80%。
“光伏+储能”模式在欧洲具备良好经济性。按照无光伏、光伏无储能及光伏+储能三 种情况，最终测算结果如下：1）居民未配备光伏、储能设备，所有用电均按照标准电费 缴纳，年均电费支出 2387.1 欧元，10 年期电费支出约 23871 欧元；2）居民配备光伏但 无储能，支出包括光伏系统和电费支出，使用自发电比例为 21%，10 年期节省电费 7649.4 欧元；3）居民配备光伏+储能，支出部分有电费支出和购买光伏、储能设备支出，储能系 统增加自发电量比例至 80%，10 年期节省电费 21522.8 欧元。很显然，在欧洲高电价情 况下，居民选择光伏+储能，能提升自用电比例，能明显节省电费，具备良好的经济性。
电价攀升+能源危机，推动欧洲户储项目经济性和配置意愿持续高涨。欧洲电价在近 年来天然气价格大幅上涨情况下持续攀升，推动户用光伏+储能项目经济性显著增强。据 BNEF 统计，2021 年欧洲户储项目新增规模达 1.04GW/2.05GWh（+56%/+73% YoY）。 而 2022 年俄乌冲突进一步推升欧洲能源成本行至高位，且能源危机背景下欧洲居民配套 光储系统积极性空前高涨，储能渗透率快速提升，为未来几年户储行业奠定高景气基调。 在以欧洲为主要户储市场的高增长支撑下，GGII 预计全球户储市场容量将由 2021 年的 6.4GWh 大幅增至 2025 年的 100GWh。
美国是全球大储另一主力市场，储能装机表现亮眼。美国是全球规模最大、成长最快 的储能市场之一，2021 年新增储能装机 3.5GW/10.5GWh，2016-2021 年复合增速达 96.5%。截至 2022 年二季度末，美国在运行中的电化学储能系统共计 6.47GW，在建的 电化学储能项目 14.50GW/36.20GWh，储能项目建设火热。美国储能装机以大储为主， 大储装机占 2021 年全美装机容量的 79%。Wood Mackenzie 预测，2023 年全美大储 市场规模超过 50 亿美元。据 CNESA 统计，2021 年全球新增投运的新型电力储能项目 装机规模达 10.2GW，yoy+117%。美国、中国、欧洲分别占 34%/24%/22%。
根据 Woodmac 数据，2022 年上半年美国表前储能新增装机 5.01GWh，同比增长 211.6%。2022 年，美国对中国企业在东南亚的组件产品实行反规避调查，使得当地中国 企业组件产品对美出口形成了严重的障碍，多数配套光伏建设的储能项目被迫延期。伴随 2022 年 10 月 14 日美国暂停对太阳能电池和组件征收的所有反倾销或反补贴税，美国积 压的表前储能需求有望快速释放。2021 年美国储能新增装机达 3.5GW/10.5GWh（同比增 长 204%）。22H1 储能新增装机达 2.1GW/5.5GWh。表前增速最快（括号里面为 MW 增 速/MWh 增速）：表前（212%/137%）>用户侧 （67%/36%）>工商业（-24%/-1%）。
独立储能和小型储能项目受益颇深，1MW 以上项目或将迎来抢装潮。独立储能首次 获得抵免资格：过去为了具备 ITC 获取资格，储能项目必须与光伏发电项目配对，IRA 法 案使储能摆脱太阳能配对限制，二者“发展途径”脱钩，降低了储能项目的建设成本和时 间，利好独立储能的发展。小型储能项目补贴力度大幅提升：根据原 ITC 政策，户用储能 项目的税收抵免额度将在 2024 年取消，工商业储能及表前储能项目则降至 10%；IRA 法 案通过后，户储抵免额度可达 30%~40%，小型的工商业储能项目及满足条件的表前储能 项目抵免额度则在 30%~80%不等，较之前显著提升，有望刺激需求高速增长。
与国内大储装机由强配政策驱动的情形不同，美国电力现货以及辅助服务市场机制相 对更为成熟，大储项目已实现一定的经济性。现阶段，美国新能源配储项目主要可通过获 取更高的 PPA 协议电价获益，而独立储能项目可通过现货市场套利、辅助服务等模式获 得收益。2022 年 8 月，美国新推出的《降低通胀法案》（IRA）将光伏 ITC 期限延长 10 年，税收减免由 26%提升到 30%，并将独立储能纳入 ITC，对大储、特别是独立储能模 式运营的项目形成有效激励。我们认为，较为成熟的商业模式为美国大储项目装机增长提 供了内在动力，而 IRA 新政有望进一步刺激大储项目投资，市场有望持续高景气。
根据 EIA 数据，美国 2021 年电力结构中，天然气+煤电发电量占比 60%。各州规划 可再生能源发电市场配额方案，加州计划 2030 年实现 60%的可再生能源占比。美国储能 集中于加州和德州。截至 2022 年 8 月，加州储能装机完成 3977MW，在建 13198MW， 德州储能装机完成 1653MW，在建 17789MW。2021 年加州风+光的发电量占总发电量比 例为 25%，德州风光发电占比 24%，高于美国全国的 13%。
美国储能项目盈利模式成熟，支持政策密集出台，储能市场持续高增长。2020 年以 来，美国联邦和各州政府大量出台对储能的支持政策，明确了储能参与源网侧辅助服务市 场、峰谷价差套利、分布式电源项目配套等模式，在美国市场化的电力体制和逐步上升的 电价下，商业模式成熟，盈利水平丰厚。同时，根据 2022 年《通货膨胀削减法案》，独立 储能将有资格获得 ITC 退税激励，有望降低约 30%项目资本开支，储能投资收益进一步上 升。此外，美国电网设施较为陈旧，可靠性差，近年来多次发生停电事故，加上火电逐步 退役，可再生能源愈发成为优先替代方案，持续推升储能调度需求，刺激储能项目装机增 长。根据 Wood Mackenzie 统计，2021 年，美国储能市场装机规模/容量达 3.5GW/10.5GWh （+138%/+198% YoY），其中表前储能规模达 3GW/9.2GWh 左右，占比约 9 成；Wood Mackenzie预计2022年美国储能新增装机规模/容量将达3.5GW/13.5GWh（+105%/+29% YoY），2023 年装机规模/容量有望达 7.2GW/28.4GWh（+64%/+110% YoY），需求仍将保 持高速增长。
综上，结合全球新能源装机预期和储能配套发展比例，我们预期全球储能增长有望继 续维持高速增长状态，2022-2025 年全球储能装机规模预期为 30/50/69/92GW，保持 50% 的年均复合增速。
