户用储能市场现状及经济性分析

市场空间大但需求波动大，新品牌机遇和挑战并存。

全球户储市场以欧洲为主，欧洲又以德国、意大利为主。EESA 数据显示，2023 年按照装机容量统计，预计 2023 年全球户用储能市场装机规模将达到 16.1GWh， 其中德国/意大利占比分别达到 30%/32%，其次为美国（9%）、日本（9%）、澳大利 亚（5%）。

不同国家户储的装机需求驱动因素不同，主要可以分为政策驱动型（美国、东 南亚等）、经济驱动型（欧洲地区，电价以及光伏计费模式的变化等）、用电刚需型 （南非、巴基斯坦、乌克兰等新兴市场，美国）。受电价以及政策波动影响，全球户 储装机需求波动较大，例如欧洲受电价回落以及部分地区政策退坡影响 2024 年需求 较大幅度回落，但可以看到乌克兰、巴基斯坦等地区的快速增长。

欧洲市场：需求进入常态化，第三方数据保守至中性预期未来装机量 10~22Gwh。2022~2023H1 出货量大幅高于装机量使得行业库存达到新高，2023H2~2024H1 处在去库周期，截至目前预计逐步回归常态水平。根据 SolarPower 数据显示，预计 2028 年欧洲主要户储国家装机量 10.9Gwh，回到 2023 年水平。此外保守至中性预计 2028 年欧洲整体户储装机量 10~23Gwh，24~28 年复合增速 3%~27%。

美国市场：户储政策相对稳定，停电风险短期难解除，预计需求维持稳定。（1）补贴支持政策充分且稳定：加州 SGIP 太阳能激励计划和 ITC 联邦税收激 励政策提升户储系统经济性。 （2）光伏计费政策变化：加州从净计量改为净计费模式利好配储经济性。 （3）停电风险短期难以解除：美国输配电网络老化，部分组件已远超预期寿命； 极端自然灾害频发导致大面积停电事件。

日本：FIT 政策到期后配储意愿有望提升。巴基斯坦&乌克兰：电价上涨以及停电事件频发刺激户储装机需求。海关 总署数据显示，2024 年中国累计出口巴基斯坦/乌克兰逆变器金额同比分别 +259%/+136%。

户用光伏配储经济性：美国 NEM 3.0 政策下配储经济性提升，欧洲电价回落 +成本下降后配储仍具备一定经济性。美国市场：NEM 3.0 政策下光储系统 IRR 高于单光伏系统，光储系统 IRR 9.8%~19.5%，具备较好经济性。（1）假设：系统功率 5kw、配储时长 2h、贷款比例 60%/10 年/利率 5.0%、年 有效利用小时数 1800h、年用电量 10000kwh、日间用电量占比 40%。ITC 补贴 30%， SGIP 储能补贴 0.15 美元/Wh。 （2）NEM 2.0 政策：光储系统收益率小于单光伏系统，主要系余电上网电价接 近居民电价而配储的成本相对较高。

（3）NEM 3.0 政策：光储系统收益率大于单光伏系统，主要系余电上网电价大 幅缩小。若光伏系统成本 2.6~2.8 美元/w，储能系统成本 1~1.4 美元/w，则 IRR 为 9.8%~19.5%，已具备一定经济性。

欧洲市场：俄国为例光储系统 8.5%~15.9%或高于单光伏系统，具备经济 性。（1）假设：系统功率 5kw、配储时长 1.5h、贷款比例 70%/10 年/利率 4.5%、年 有效利用小时数 1200h、年用电量 4000kwh、日间用电量占比 30%。5kw 光伏系统自 用率 15~20%，配储 1.5h 后预计自用率达到 60%从而提升 IRR。 （2）单 5kw 光伏系统：若电价 0.34~0.36 欧元/kwh，系统单位成本 1000~1200 欧元/kw（考虑增值税补贴后），则 IRR 为 5.2%~10.4%。 （3）5kw+7.5kwh 光储系统（一般配储 1.5h，比其他方案收益率高）：若电价 0.34~0.36 欧元/kwh，光伏系统单位成本 1000~1200 欧元/kw，储能系统单位成本 500~700 欧元/kwh， IRR 为 8.5%~15.9%，收益率高于单光伏系统。 （4）当储能系统成本 600 欧元/kwh 以上，光伏系统成本 800~1000 欧元/kw， 单光伏系统 IRR 高于光储系统。