户用储能，也称家储，是分布式能源（DER）的重要组成部分。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，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；对于电网而言，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。

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。

市场驱动力

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。

家庭储能驱动因素汇总

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-in tariffs, 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（Net Metering，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。

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。

家庭光储系统运作模式（采用4KW光伏+7KWh储能系统）

虚拟电厂：虚拟电厂（Virtual Power Plant，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。

虚拟电厂收益模式

系统经济型：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，已初步具备经济性。

全球主要家储国家经济性测算

家庭供电可靠性与稳定性：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；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。家庭对供电可靠性与稳定性的需求将直接驱动储能需求。

市场规模

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；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。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。

2021年美德日澳户用光伏及储能渗透率一览

在一次能源价格高涨背景下，海外户用储能年化增速在100%以上，其中欧洲今年新增户用储能装机有望突破4GWh，为最大的户用储能市场；美国尽管 21Q4 出现抢装，22Q1 仍录得户用储能新增装机 334MWh，环比+25%；此外，因电网可靠性不足、能源对外依存度高以及灾害预防等因素影响下，日本、澳洲、南非、巴西、东南亚等国家和地区的户用储能需求将同样持续高增。

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，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。

家储安装成本拆分及LCOE预测

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。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，预期家储渗透规模有望明显快于常规模式，2025年有望达33GWh。预计2021-2025年全球户用储能装机复合增速可达到112%，成为新能源行业第四个高速增长的赛道。

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），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。

市场格局

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。

储能产业链构成

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。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%。

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。

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。

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。

由于家庭储能为To C业务，具有明显的渠道优势。

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，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。如美国市场家储集成商以Tesla 和Enphase Energy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。特斯拉Powerwall有自身SolarCity光伏业务，可进行配套销售；Enphase Energy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。

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。

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。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Powerwall 2储能电池。

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RESU 13.1KWh产品单位售价仅649澳元/KWh。

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。

当前全球户用储能终端市场较为割裂，终端品牌和渠道总体较为分散，同时各区域市场较为集中。国内企业在海外销售以分销和OEM为主，品牌和渠道主要是面向海外集成商、分销商和经销商等而言的，各企业优势市场区域也存在差别。主要市场参与者为电池企业和逆变器企业。逆变器企业具有渠道优势，通常兼任集成商角色。

电池企业销售产品包括电芯、模组、PACK（含BMS）。其中，PACK覆盖环节最多，相应利润最厚。派能科技和比亚迪可销售PACK，且比亚迪可提供全系统产品；ATL、亿纬锂能、瑞浦能源和鹏辉能源更多以出售电芯为主。逆变器企业部分为PCS生产和销售，例如德业和锦浪；部分从事户用储能系统集成，例如阳光电源、 华为、固德威、古瑞瓦特等。集成企业涉足的环节越多，毛利水平越高，对于拥有BMS等核心技术的集成企业能赚取更多环节利润，如阳光电源、华为、固德威；以古瑞瓦特为代表的企业以单纯系统集成为主，毛利率会相对较低。