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　　欧洲去库，增速放缓，新兴市场接棒高增

　　全球户储市场 22 年新增装机 15.6GWh，实现翻倍以上增长，中期内有望保持持续快速增长趋势。根据EVTank与伊维经济研究院，2022年全球家庭储能新增装机量达到15.6GWh，同比增长 136.4%。随着全球能源转型战略的持续推进，用电供需存在时空错配问题，叠加电网老化、局部冲突、极端天气等问题加剧矛盾，驱使户用储能需求高增。同时，各国政府对家庭储能进行大力支持，使得居民配储的经济性提升。我们认为以欧美为主要市场的全球家庭储能装机量将会继续保持上升的趋势。EVTank 预计到 2025 年全球家庭储能新增装机量达到 52.6GWh，23-25 年 CAGR 为 50.5%;到 2030 年新增装机量达到 172.7GWh， 26-30 年 CAGR 为 26.8%，届时全球家庭储能累计装机量将达到 748.9GWh。

　　2022 年欧美日澳新增户储装机规模合计占比约 6 成。欧洲、美国、日本、澳大利亚是全球最主要的户储市场，2022 年新增装机占比合计约 6 成。2022 年欧洲户用储能新增装机量 5.68GWh，在全球市场占比高达 36.4%。此外，南非、东南亚等新兴市场也具备强户储需求驱动因素，23 年以来表现出高增态势，或为未来全球户储行业提供新增量。

　　欧洲：高电价+强政策，塑造户储经济性

　　欧洲储能市场主要由能源自控诉求及高经济性驱动。我们认为欧洲户储需求的核心驱动力在于对能源自主可控的诉求+欧洲高能源价格下户储的高经济性，我们预计随着 23 年去库逐步接近尾声，24 年出货将重回快速增长。欧洲储能市场连续多年保持高速增长，德意占据近 7 成市场。根据 SolarEurope，2021 年欧洲户储新增装机容量 2.29GWh，同比+106.8%，累计装机 5.4GWh。根据 EVTank 与伊维智库数据，2022 年欧洲新增户储装机量规模 5.68GWh，同比增长 147.6%。新增户储 TOP4 分别为德国、意大利、英国、奥地利。根据 EESA 数据，2022 年户储市场中德国仍然是欧洲户储装机量最高的地区，占比 42%，但占比呈现下降趋势，同比-17pct，意大利户储新增装机量占比有明显提升，22 年占比 27%，同比+13pct。

　　高电价作“支点”，支撑户用光储需求

　　欧洲居民电价决定机制与构成：欧洲电力现货市场价格由能源供需决定，采取边际成本定价。在建立碳排放体制后，目前气电多为出清价格，所有中标机组电价按照气电价格结算，随其变化。居民侧不直接参与电力市场，由运营商/售电公司提供电价缓冲。居民直接与售电公司签订合约锁定付费方式，确定未来 1-2 年用电价格。从价格构成看，发电侧传导至用户侧还需要附加额外的输配电费、税费和增值税。根据 HEPI 2023 年 1-8 月数据，欧洲各国平均用户侧电费中能源价格占比 58%，输配电费占比 23%，税费占比 5%，增值税占比 14%。

　　俄乌冲突扰乱欧洲天然气供应，欧洲电价飙升。2022 年 2 月，俄乌冲突爆发。在此之前，俄罗斯曾经是欧洲最主要的天然气进口国。根据国际能源署 EIA 报道，2021 年欧盟从俄罗斯进口天然气 1550 亿立方米，约占其天然气总进口量的 45%，占欧盟总天然气消耗量的 40%。而冲突爆发后，2022 年前七个月，欧盟和英国共 28 国从俄罗斯进口的天然气降低了 40%。同年，欧洲遭遇罕见的酷暑寒冬。供应不足叠加用电需求激增，天然气期货价格和电力现货价格飙升。根据 Trading Economic 统计，荷兰 TTF 月度口径下的天然气价格从 2021 年底的 70.34 欧元/MWh 上升至 2022 年 8 月的 239.91 欧元/MWh;根据 EMBER 数据，欧洲 28 国平均日前批发电价也在 8 月达到 414.68 欧元/MWh。高昂电价和供应不稳下， 2022 年欧洲户储需求高增。

　　当前电价已修复至 2021 年水平，德意英电价在 0.4 欧元/kWh 左右，户储仍具经济性。2022 年 9 月后，欧洲开始对能源和电价进行调控，欧洲极端高电价有所改善，当前天然气价格与市场化交易电价均已恢复至 21 年水平。据 HEPI 报道，2023 年 8 月欧洲 27 国平均终端电价为 0.2591 欧元/kWh，2022 年户储新增装机量最多的三个国家(德国、意大利、英国) 电价分别为 0.38/0.39/0.43 欧元/kWh，安装户储仍具有较高经济性。

　　LNG 价格+运输成本或是欧洲气价长期的锚，远期均衡价格或高于冲突前。俄乌冲突后，俄管道气(PNG)供给大幅下降，欧洲的天然气供给高度依赖进口液化气(LNG)。从 LNG 与 PNG 价格本身特质来看，除俄乌冲突期间俄罗斯 PNG 管道气价格飙升阶段外，美国 LNG 价格整体高于俄罗斯 PNG，LNG 价格+运输成本或是欧洲气价长期的锚。远期欧洲天然气均衡价格预计仍比俄乌冲突前要高，给户储需求提供支撑。

　　强政策作杠杆，放大欧洲户储经济性

　　为实现能源自主可控，达成碳中和的长期目标，欧洲多国采用多类型政策鼓励户储发展。虽然目前电价已恢复至冲突前水平，但是冲突中电价的异常走高暴露出了欧洲能源系统脆弱的本质。为此，欧盟 2022 年 5 月推出了一项“REPowerEU”能源计划，目标是在 2030 年之前摆脱对俄罗斯化石能源的依赖。该计划从“开源节流”两方面增强欧盟能源系统的韧性：一方面，欧盟将通过增加从非俄罗斯供应方进口液化天然气及管道天然气，另一方面，欧盟将通过提高能效、增加可再生能源和电气化程度。该计划中建议将 2030 年可再生能源占比目标提升至 45%，在 2023 年的临时协定中，将最终目标定为 42.5%。在欧盟决定的保证能源安全、促进可再生能源发展的大框架下，欧洲各国积极采用政府补贴、税收减免、融资支撑等多类型政策，推进新能源设备装机。其中，分布式装机是重要组成，带来户用储能的额外需求。而就集中式储能来说，考虑到欧洲天然气占比较高，调节速度比较快且精确，大储需求还需要再确认。

　　德国：先发制人，组合拳出击支持户储。德国对户储的支持起源较早，采用融资、税收、补贴等多项政策组合。最早在 2011 年起，德国就通过德国复兴发展银行对购买光伏储能设备的单位或个人提供低息贷款，旨在支持家庭和企业安装储能系统。目前，德国针对户储的最新的主要支持政策有两条：1)《德国可再生能源法(EEG 2023)》：针对户用光储，上调了余量上网电价，上网补贴最高可达 13.4 欧分/kWh。针对户用储能支付税费的装机上限由 10kW 提升至 30kW。2)《2022 年度税收法案》：德国免除了部分上网电价的所得税，免除小型屋顶光伏、储能系统的进口、购买、安装的 19%增值税，简化了增值税免税流程。两项政策通过提升售电收益、降低系统成本的方式，降低了户用光储设备的回本周期，从而提升了德国户储的经济性。

　　意大利：Superbonus 效果显著，疫情期间采纳沿用至今。意大利主要使用的户储政策 Superbonus 最早在 2020 年疫情期间采用，其中的 Ecobonus 包括针对家储设备 110%的税收减免，退税补贴金额平摊至未来 5 年用于抵扣个税，相当于间接降低了户储的安装成本。Superbonus 对户储装机量起到快速提振作用，根据 Solar Power Europe，意大利 2021 年户储装机 321MWh，同增 240%，意大利在 2021 年成为欧洲第二大住宅电池储能市场，与奥地利和英国拉开了距离。由于其出色的激励作用，Superbonus 经历了多次延期。2022 年，Superbonus 再次被延期，期限被延长到 2025 年，从 2023 年起逐步退坡。2023 年后，补贴力度较前期下降了 20%，但是根据 Annual Technology Baseline 的测算，中性情境下， 2023 年户储电池成本较 2020 年大约将下降 15.9%，电池成本的下降将一定程度减少补贴退坡的影响。

　　23 年去库影响出货，24 年有望回归快速增长

　　22 年去库影响出货，23 年以来欧洲户储安装量仍表现出强劲增长态势。23 年随天然气价格下降，居民电价回落，叠加欧洲经销商持续去库存，拖累业绩表现，市场进而担心欧洲实际需求情况。但实际欧洲市场 23 年安装节奏仍表现出强劲态势。根据 ISEA & RWTH Aachen University 统计，23 年 1-8 月德国户储装机 3.04GWh，同比+158.0%。根据 ANIE 统计，23 年一季度，意大利储能装机量 1.09GWh，同比+296.0%。我们认为 23 年出货节奏放缓主要是去库带来的暂时性影响。

　　同电价历史时期户储安装量仍维持高速增长。根据 HEPI，2023 年 8 月欧洲 27 国电价指数 185.80/气价指数 166.52，与 2022 年年初水平接近，高于 2021 年及之前的水平。根据 Solar power Europe 历史数据，2021 年欧洲户储新增户储装机规模 2.294GWh，同增 106.9%。当前电价/气价虽然较前期高点有下降，但储能回报率仍较高，考虑到相较 2021 年，当前产品准备更为多元，电池等原材料成本开始下降，用户教育更为充分，欧洲户储仍有较高增长动力。

　　欧洲储能市场主要由能源自控诉求及高经济性驱动，我们预计 24 年出货将重回快速增长。我们以市场上最典型的5kW光伏+10kWh储能系统产品为例，假设居民年用电量8000kWh，通过折算有光无储与有光有储两种情况下的支出情况，测算得到当欧洲地区终端电价在 0.4EUR/kWh 时，与有光无储相比，有光有储更具经济性(回本年数约为 8 年)。我们认为欧洲户储需求的核心驱动力在于对能源自主可控的诉求+欧洲高能源价格下户储的高经济性，我们预计随着 23 年去库逐步接近尾声，24 年出货将重回快速增长。

　　远期稳态下测算，渗透率仍有非常大的提升空间。根据联合国数据，预计 2022 年欧洲人口数量达到 7.5 亿，我们假设平均每户人数 2.5 人，据此测算欧洲有 3 亿户家庭，屋顶数与家庭户数的比例为 60%，远期户储渗透率为 80%，有效屋顶数可达到 1.44 亿，在平均户储装机量 10KWh/户、户储使用寿命 10 年的假设下，远期稳态下年增量可达 144GWh，若户储规模增加，空间仍可上调。当前欧洲户储渗透率仍存在非常大的提升空间。

　　美国：预防停电事故，政策加码经济性提升

　　备用电源需求与政策加码，房屋结构适合户用光储发展提供远期想象空间，我们看好美国户储需求持续快速增长。美国户储需求的底盘驱动因素在于美国电网老化，恶劣天气下容易发生停电问题，同时美国最新的 ITC、NEM3.0 政策正在加码户储经济性。此外，美国房屋结构以独栋为主，屋顶面积充裕，给户储需求足够的释放空间，未来户储增长可期。 2022 年美国户储新增装机 0.63GW/1.54GWh，加州、夏威夷装机量较高。据 Wood Mackenzie，2022 年美国储能新增装机量为 4.80GW/12.18GWh，同比+34.2%/11.8%。其中，电网级/户用/工商业储能按能量容量计算的新增装机占比分别为 86%/11%/3%，项目以表前大储为主，户储维持稳定增长。22 年美国新增户储装机 631MW/1537MWh，同比 +45%/36%;23Q1 为 155.4MW/388.2MWh，同比+7%/+36%。从地域分布情况来看，储能整体分布以加州和德州为主，就户储而言，加州、夏威夷装机量较高。

　　户用光储成家庭第二用电保障

　　美国近年电网老化带来配储需求。根据 CNBC 和能源局报道，美国大部分电网建于 20 世纪 60 和 70 年代，超 70%以上的输电系统已经超过了 25 年(前期新能源占比较低时期，平均使用寿命 50 年)，在高负荷运转或者外部环境承压时，电网容易出现短路等状况，造成停电。这一点在极端天气发生频繁时更加显著。根据 EIA 统计，美国 2021 年每用户经历停电 7 小时以上，其中，由于天气原因造成的停电长达 5 小时以上。根据 DOE 统计，美国 2022 年停电 390 次，2023 年上半年停电 167 次。根据 NOAA，截至 23 年 8 月底，美国今年已经发生 23 起单次造成影响超 10 亿美元的严重气象灾害，已超过 2020 年全年创下的纪录(22 起)。在电网老旧和天气影响下，频繁的停电让美国家庭用户寻求光伏和储能设备作为第二供电单位，为家庭持续用电提供保障。

　　IRA 加码，独立储能纳入 ITC 税反

　　TC 补贴力度加强，减少前期对于补贴退坡的担心，美国储能的初始建设成本大幅下降，支撑需求。2022 年 8 月 16 日，拜登签署了总价值 7,500 亿美元的《通胀削减法案》(Inflation Reduction Act)，于 2023 年起正式实施。根据该法案，美国联邦政府将提供 3,690 亿美元在企业生产能源的投资补助上从补贴时间及力度角度，ITC 原计划于 2022 年开始退坡。IRA 将 ITC 的时间期限延长至 2035 年。其中 2022 年-2032 年新增户储用户可享受相当于设备成本 30%的基础税收抵减(按照原计划 23 年补贴额度为 22%)，从 2032 年后，ITC 将逐渐退坡。从补贴范围角度，此前涉及储能的税收抵减要求严格，只有与光伏系统同时安装且有 75%时间的能源来自太阳能的储能才能申请税收抵减。IRA 中首次将独立储能纳入税收抵减范围，明确了大于 3kWh 的独立储能也可以申请 ITC 抵减。IRA 中针对 ITC 的补贴时间+补贴范围放宽，减少了前期对于补贴退坡的担心，美国储能的初始建设成本大幅下降，支撑需求。

　　加州：SGIP 长期补贴储能，NEM 退坡反哺户储

　　SGIP 项目 75%总预算资金用于储能领域，约覆盖储能总成本 20%左右。自 2009 年起，加州公用事业委员会开始将储能纳入 SGIP 补贴范围，截止目前，储能项目已经是 SGIP 的主要补助对象，占总预算资金 75%。现阶段 SGIP 由普通预算、平衡预算及平衡弹性预算三大独立部分构成。普通预算中针对不同规模储能进行分轮次的补贴，补贴力度随轮次增加而下降，享受 ITC 的储能项目的补贴将被削减。2023 年，加州额外增设 9 亿美元的 SGIP 计划，并计划将 70%补贴于低收入用户，PG&E、SCE、SCG 或 SDG&E 的户用储能用户最高可获得 200$/kWh 的补助。按照 Energysage 的预测，以 13.5kWh 的 Tesla Powerwall 为例，补助约可以覆盖总成本的 20%左右，与政府的 ITC 补助一起可以覆盖总成本的 39.0%~55.7%。

　　NEM2.0：带动户用光伏装机需求，弱化户用储能的经济性。NEM 净电量计量法案的基本补贴逻辑是允许户用光伏用户将设备产生的多余电量送回电网，并按照送回电量转换为度电积分，供其在分布式发电能力无法满足用电需求时使用。在 2022 年加州 NEM3.0 通过之前，加州 NEM2.0 版本的净电量计量采用的是全额计价方式，每并网 1 度电即可获得同等的度电积分。在全额净计价的情况下，用户可将余量电力直接传输回电网，在需要时直接利用度电积分从电网获得相应电力。在这样的情况下，电网相当于提供了储能的作用，花费额外成本购置储能设备缺乏经济意义，更多的是起到保障用电安全的作用，导致美国户用储能渗透进度低于户用光伏。截止 2023 年 7 月，加州储能累计装机和光伏累计装机的比值仅为 1：15。

　　NEM 退坡进行中，3.0 版本较 2.0 版本对余量上网回收电价进行下调，光伏补贴力度下降。 2022 年底 NEM 3.0 在 CPUC 全票通过，2023 年 4 月以后安装的光伏设备将采用 NEM3.0 计费。NEM 3.0 较 2.0 版本，在对光伏的补贴力度层面有所下调。其中，最具影响力的改变在于其对余量上网电价的调整。NEM2.0 的全额计价意味着余量上网电价约等于零售电价; 而 NEM 3.0 认为余量上网并非 100%可减少公共事业公司发电，并基于这一前提对余量上网回收电价进行了调整。在 NEM3.0 中，余量上网电价由基础电价和额外收取电价组成，此外采用 NEM 3.0 的客户还需要每月支付一份额外的固定费用(Mandatory Residential rate)。基础电价的部分就一天中各时段电力供需关系紧张程度进行调整，额外收取电价部分将随年份逐年下调。新余量上网电价最高可能削减光伏系统 75%-80%的经济性。

　　NEM 3.0：平均电力回购价格预计下降 75%，补贴下降反提升户储安装经济性。据加州太阳能和储能公司(CALSSA)协会报道，NEM 3.0 协议将导致加州的平均太阳能电力回购价格从度电 0.30 美元下调至 0.08 美元，相当于 75%的下降。在此基础上，根据 Energysage 和 NEM 3.0 提案的预测，在 NEM 3.0 政策下仅购买户用光伏设备的回本周期将由原来的 5-6 年延长到 9 年左右。NEM 3.0 对于家庭用光伏的支持力度大大削减，而储能的经济性得以体现。由于基础电价随着一天中时间不同而变化，安装户储意味着用户可以在回购电价低的时候储存多余的电量，在电价高的时候向电网回输电力，波动性增加带来经济性提升。据 NEM 3.0提案预测，安装户储的回本周期最低可达 6.98年，低于仅安装光伏的回本周期，配储经济性体现，我们预计 2023 年 4 月后安装的户用光伏配储比例将得到较大幅度提升。

　　借鉴夏威夷成功案例，NEM 退出后户储渗透率加速提升。夏威夷 15 年取消 NEM 后，户储行业快速渗透。夏威夷是最早使用 NEM 政策的州之一，在 2001 年起开始利用 NEM 对户用光伏进行补贴。据美国夏威夷公用事业委员会统计，在 NEM 被使用后，夏威夷再生能源数量占所有能源的比例快速从 2008 年的 9.4%提升至 23.5%，其中太阳能发电占再生能源 35%。自 2015 年之后，夏威夷开始逐步退出 NEM，取而代之的是 Grid-supply(CGS Plus) 和 Smart Export 项目，两个项目相较 NEM 在补贴力度上都大幅下降，突出户储对余量电力存用上提供的弹性需求。2015 年之后，夏威夷快速成长为美国户储行业排名最靠前的几个州之一。2020 年，根据 USITC 数据统计，夏威夷州户用储能装机量占美国总装机量 16%，仅次于加州(57%)，排名全美第二。考虑到同年 SEIA 口径统计下，夏威夷光伏装机量在全美排名仅为第 27 名，侧面说明 NEM 政策的退出间接带动户用储能装机的增长。

　　加州光伏配储渗透率存在较大提升空间。自 2015 年之后，夏威夷开始退出 NEM，此后五年配储比例有快速提升。据 LBNL 统计，2016 年户储渗透率迅速从接近 0 提升到次年的 20% 左右，到 2020 年已经达到 80%。而根据同样由 LBNL 最新的统计，2022 年美国表后市场新增光伏中，户用储能设备的渗透率为 10%;夏威夷与加州新增光伏中储能设备的渗透率排名前二，但差距巨大。夏威夷州新增光伏中，储能设备渗透率依然遥遥领先其他各州，住宅渗透率为 96%;加州排名第二，为 11%，渗透率仍存在较大提升空间。目前，加州的 NEM3.0 模式在允许居民余电上网的同时在补贴力度上有所降低，同时用 SPIG 对户储需求进一步提振。我们认为加州配储有望模拟夏威夷前期发展趋势，户储渗透率或有大幅提升。

　　中期持续快速增长，远期增长空间广阔

　　备用电源需求与政策加码下，我们看好美国户储市场持续快速增长。Wood Mackenzie 认为美国户储市场中期内将保持快速上升态势，预计 2027 年户储装机量有望达到 2.67GW/7.07GWh，据此测算 2023-2027 年 CAGR 分别达到 33.4%/35.7%。

　　远期空间：美国房屋结构具有天然优势，户储可利用屋顶面积高。户用光伏和储能设备通常被安装在家庭住房的屋顶上。因此，住房的类型、屋顶的面积大小等也直接决定了户储的安装难度和长期安装需求，相对来说，独立住房比高层楼房单户房顶面积多，能够安装更多户储，结构也更适合当前的分布式户储设备。根据 OECD，美国 2019 年独立住房和半独立住房的占比接近 70%，在统计的多个国家中排行第 6 名。根据美国经济分析局，2022 年美国人口 3.34 亿，我们保守估计独栋住房 6000 万套，按 10%的渗透率、平均每户 10kWh 计算，户储容量约为 600GWh，户储市场远期想象空间大。

　　澳洲：储/光装配比例高升，户储已具备经济性

　　高电价与鼓励政策驱动，澳洲户储已经具备一定经济性。澳洲分布式光伏累计装机量高，在此基础上，22 年储能与光伏装配比例高速增长，主要是由于在能源价格提升及联邦太阳能和储能激励措施下，户储经济性显著提升。 2022 年澳洲户储市场快速发展。根据 SunWiz 统计，澳洲户储市场 2022 年实现新增装机 47100 台，装机容量 589MVh，分别同比增长 55.72%/76.88%。分区域来看，截止 2022 年，澳大利亚户储累计装机最多的三个州分别是新南威尔士州、维多利亚州和南澳大利亚，分别累计装机量(台数)占澳大利亚总装机量的 28.7%/24.6%/19.0%;新南威尔士州、维多利亚州 22 年补助政策力度大，南澳大利亚州的屋顶光伏和表后 VPP 为配储提供稳健基础。

　　分布式光伏提供基础，户储渗透率快速提升

　　光照条件充足，政策环境优渥，滋养澳洲分布式光伏快速增长。根据国际能源网，澳大利亚光照资源排名世界第一，80%以上的地面光照强度超 2000kW/(m^2*h)，意味着同等时间下，澳洲光伏设备能够产出的电能更多，每单位光伏发电成本更低。同时，政府对户用光伏给与 FIT 补贴。在光照因素和政策因素双重利好条件下，澳洲户用光伏累计装机量高。截止 2022 年，小型光伏累计装机 338.84 万套，新增装机 31.47 万套，同比-16.63%。截止 23 年 7 月，澳洲小型光伏设备累计装机 355.07 万套，新增装机 16.23 万套。

　　分布式光伏为配储提供基础，配储比例快速提升。澳洲户用光伏装机量高，为户储装机提供基础，同时光伏装配比例创新高是户储装机增长的主要来源。根据 Sunwiz 统计，22 年小型储能装机共 4.71 万台，折算的当年新增储能套数/光伏套数约 15.0%，同比+7.0pct。根据 Australia Energy Council 统计，22 年有配储的小型光伏设备 2.17 万台，约占储能装机总数的 46.0%，即对原有光伏设备配储的占比约为 54.0%，约各占一半。

　　卖电便宜买电贵，户储高经济性凸显

　　多重不利因素影响煤炭和天然气价格，澳洲电价于 22 年 Q2 冲上峰值。根据澳洲能源监管部门(NER)的统计，澳洲大陆的电力现货价格在 2022 年第二季度冲上峰值，主要是受俄乌冲突下能源价格大幅攀升、拉尼娜现象驱动降雨致澳大利亚东海岸煤电厂持续停产等事件影响，煤炭和天然气供应都告急。22Q2 昆士兰州、新南维尔州、维多利亚州、南澳大利亚州四州的电力现货价格分别达到 344/321/241/280 美元/MWh，同比+144.0%/148.8% /213.0%/263.4%。

　　23 上半年澳洲电价处于环比上升阶段，AER 预计下半年起电价上升 20%~25%。尽管相较于 22 年，23 年众多能源问题有所缓解，但是长期来看，煤炭和天然气供应仍存在不利因素，例如国际能源价格仍然偏高，Liddell 发电站于 23 年 4 月关闭导致煤电减少，澳洲国内天然气供应逐渐减少等。根据 AER 统计，23Q2 昆士兰州、新南维尔州、维多利亚州、南澳大利亚州四州的电力现货价格分别达到 139/148/96/136 澳元/MWh，同比-59.6%/-53.9% /-60.2%/-51.4%，虽然有所下降，但是均仍显著高于前期 21 年全年平均水平(72.63 澳元 /MWh)。由于通胀、俄乌冲突和电厂老化造成的批发价格上升，下半年电价或仍处于上升通道。根据 AER，23 年 7 月 1 日起，电价预计将有同比 20%~25%的涨幅，主要影响对象是家庭用户和小商贩，或将直接刺激家庭储能安装需求。

　　卖电便宜买电贵，户储经济性凸显。此外，澳洲用户存在买电贵但卖电便宜的难题，因消纳问题突出，户用光伏上网电价一路下跌，从此前的 0.5 澳元/kWh 已降至约 0.1 澳元/kWh，而从电网购电价格却维持较高位置，通过户用储能增加自用比例是提升经济性的有效手段，带动户储市场增长。

　　补助降低户储成本，虚拟电厂提供额外收益

　　澳洲多州为户储系统提供补助以降低安装成本。澳洲各州使用的政策多为直接提供购买回扣或者给屋主提供零息贷款用于购买储能设备。比如，维多利亚地区的住户 2023 年可申请最高 8800 美元的零息贷款，澳大利亚首都地区的住户可申请 2000-15000 美元的零息贷款，北领地的住户可获得 400 美元/kW，最高 5000 美元的补贴金，特斯马尼亚州屋主可申请 500-10000 美元零息贷款等。在这些补贴项目的支持下，家庭安装户储更具有可行性与经济性，过去几年户储安装量快速提升。

　　澳大利亚虚拟电厂以用户侧储能为主，VPP 提供额外户储收益来源。2019 年 7 月到 2021 年 6 月，澳大利亚开展了为期两年虚拟电厂参加电力市场的(连续)试点运行。根据 BNEF，截止 22 年 4 月，澳洲累计虚拟电厂已经达到 61 个，以表后储能为主，主要的 VPP 提供商包括 Tesla、Origin、Simple Energy、AEMO、南澳大利亚州政府等。通过参与 VPP 项目，澳大利亚户储拥有者可以通过电力零售商进入电力批发市场，提供应急相应服务和辅助服务，从而获得购置折扣和一定额外收益。以 Simple Energy 的项目为例，用户参与 VPP 项目一年可获得 778 约 668 美元的电费补贴。通过参与 VPP 项目，澳洲家庭户储经济性进一步提升。

　　南非：电力供应严重恶化，用电刚需自发配储

　　电力紧缺为居民生活造成严重影响，南非家庭选择主动配储以保障用电。与欧美地区不同，南非的户储发展主要来自于家庭的自发性，受政策驱动影响较小。南非传统电力供应为高度垄断下的卖方市场，受到多重不利因素影响，缺电问题短期内难以解决。停电频发的情况下，南非家庭主动利用光储设备寻求用电保障。

　　传统电力市场式微，家庭新能源接棒

　　煤电设备老化事故频出，Eskom 陷入财务与运营危机，短期内电力紧缺问题难以解决。南非电力生产与供应结构以垂直一体化的国家电力公司为主体、地方及企业自备电力为补充构成。国有电力公司 Eskom，垄断南非 90%+电力。Eskom 煤电机组基本是 20 世纪 80 年代或之前建设，超 50%的机组服役时间在 35 年以上，已经接近或超过预计使用年限 40 年，多年来煤电设备老化事故频出。同时，自 2018 年开始，Eskom 的财务状况出现急剧恶化，陷入融资困境。Eskom 在 2022 财年末债务余额高达 3891 亿兰特(折合人民币约 1600 亿元)，严重的财务危机使 Eskom 无暇投入维护更新设备、保障员工福利，设备状态加速恶化、员工频繁罢工，南非电力供给不足现状短期难以解决。

　　电力危机进入“灾难状态”，配储是保障用电的重要有效途径。根据 Eskom 年报，南非 2022 年全年限电天数超过 200 天，停电时长高达 1900 小时。2023 年迄今情况进一步恶化。通过对 EskomSePush 和南非国家能源监管局发布的公开数据分析，科学与工业研究委员会 (CSIR)认为，截止 23 年 5 月 9 日，为甩负荷实施的限电总量已经达到 11597 GWh，已经接近 22 年全年的水平(11839)。除了限电量增加之外，6 级限电的小时数也明显增加。 2023 年截止至 5 月 6 级限电数为 548 小时，而 2022 年 6 级限电的小时数为 166 小时。南非电力危机进入“灾难状态”，缺电问题短时间内难以在国家层面解决，当地居民自发配储以寻求用电保障。

　　电力危机与储能市场高增均具持续性

　　政府可再生能源激励政策效果显著，国内逆变器出口额明显跃升。能源危机叠加受到发达国家施压，政府积极推进低碳转型和可再生能源投资。22 年 7 月，南非政府宣布豁免所有嵌入式发电(分布式自发电)许可证，并为屋顶太阳能引入上网电价(FiT)机制，用于激励太阳能电池组件所有者向电网出售多余电力。23 年 2 月政府发布高达 40 亿兰特(约合 2.1 亿美元)的光伏税务补贴，家庭用户安装屋顶光伏可以申请太阳能电池板购置成本 25%的退税。两项政策起到明显激励作用，对应的政策出台时点中国出口南非逆变器有两段明显的跃升。

　　政策刺激叠加电力危机，南非户储市场增长预计有可持续性。为了缓解电力危机，南非政府宣布 2023 与 2024 年全国电价将分别调涨 18.56%与 12.74%，以此来抑制居民用电需求。从 23 年最新数据来看，23 年 1-7 月中国向南非出口逆变器累计 31.08 亿元，同比+487.7%; 平均价格 2152.0 元/台，同比 22 年 1-7 月+105.6%，中国出口南非逆变器价量双升。考虑到南非亦在跟随全球脚步逐步摆脱煤炭发电依赖，燃煤电站大规模建设受阻，电力问题短期无法解决，我们认为南非储能市场的高增速具有较好的持续性。根据世界银行预测， 2020-2030 年南非储能电池装机的年复合增速在 34%-50%之间，在悲观/中性/乐观场景假设下，2030 年南非储能电池装机量将达到 5.2/9.7/15.9GWh。

　　东南亚：脆弱电网+极端天气激发用电矛盾

　　脆弱电网下，极端天气激化用电矛盾，储能市场快速增长。东南亚整体电力设施脆弱，且部分群岛国家的电网形式以离网为主，加之海岛居民分散，架空线路规范性较差，整体电网情况都更适宜分布式屋顶光伏储能的发展。

　　市场处于发展初期，23 年需求快速增长

　　市场处于发展初期，2022 年东南亚储能市场占据全球市场的 2%。目前东南亚地区仍然以燃煤供电为主。根据国际能源署的《2022 年东南亚能源展望》报告，根据东盟地区十个国家的既定政策，四分之三的增长需求将由化石燃料来满足，导致二氧化碳排放量增加 35%。而东南亚的储能市场尚处于发展初期。据 CNESA 不完全统计，2022 年全球新增投运新型储能项目中，东南亚市场占据全球市场的 2%，比例较小。东南亚储能主力市场包括马来西亚、新加坡、越南、菲律宾、印度尼西亚等。

　　23 年中国向东南亚出口逆变器金额有较明显上升。23 年市场需求有明显提升，从逆变器出口额来看，2023 年 1-7 月，中国向东南亚共出口逆变器 16.80 亿元，同比+86.7%。分国家来看，中国在东南亚的主要逆变器出口国分别为泰国、马来西亚、和菲律宾，1-7 月出口额分别占总东南亚出口额 33.7%/ 17.6%/ 14.4%。

　　东南亚电网设施脆弱，适宜分布式光储发展

　　厄尔尼诺气候影响下，东南亚深陷缺电危机。23 年 5-6 月，在厄尔尼诺气候下，东南亚地区今年连续多日出现 40 度以上的罕见高温，导致居民用电需求猛增。同时，受高温和干旱影响，河流蒸发量变大，水电站无法获得足够的水位差，导致以水电为主的越南出力不足，发电量直接降低四分之三。越南南部电力公司(EVNNPC)宣布，包括北江省、北宁省在内，多个地区面临轮流停电的状况。此外，以柴油、天然气、煤炭等燃料发电为主的泰国、菲律宾等国，也由于发电燃料供应不足而导致了大规模限电、停电事件，对居民生活和生产活动造成了严重影响。

　　东南亚电网区域错配、发展不完全，人口分布分散，不利于集中式供电。从东南亚的电网建设角度来看，很多国家缺乏完整、全国性覆盖的主干电网，欠偏远或发达地区缺乏完善的电力供应设施。同时从人口分布角度，东南亚人口分布不均匀，主要集中于沿海平原、大河两岸平原、河口三角地区和岛屿，雨林地带则人口稀少。海岛居民较为分散，导致集中式供电电站或电网的修建难度大，对远距离输送要求高，容易造成资金和能源的浪费。因此，分布式的户用光储更适合东南亚本地需求。

　　蓝海或向红海迈进，头部企业更具优势

　　全球户储行业步入 10-N 发展阶段，户用储能设备向家电化趋势发展，国内厂商加快出海布局，提高产品质量、开发差异化功能吸引客户，全球市场份额或进一步提升。户储产品具有 To C 属性，品牌、渠道是关键。分市场来看，欧、澳重视品牌，对外来企业相对友好，利润高，欧洲部分地区去库开始局部价格战;美国偏好本土企业，市场相对封闭，进入难度大;南非和东南亚更重视性价比，价格敏感性高，门槛低，目前竞争格局未定。随着后续竞争加剧，我们预计行业洗牌后市场会向头部靠拢，稳态下户储行业优质企业仍能够维持高出国内市场平均 5pct 以上的毛利率水平。

　　市场格局：行业集中度低，品牌渠道是关键

　　市场格局相对分散，竞争加剧。户储供应商主要分为两类，一类是专业的系统集成商通过外采零部件进行集成组装，比如特斯拉、Sonnen;另一类是主要部件(电芯、PCS 等)供应商通过外采其他部件，延长产业链至集成环节，如派能科技、LGES 等。2020 年全球家储品牌出货量 CR5 为 50.2%，2021 年为 60.4%。家储零部件市场集中度相对较低，随着储能市场热度持续提升，大量企业涌入赛道，竞争加剧。中国企业加大发力户储领域，全球市场份额有望进一步提升。对比 2020 年和 2021 年的市场格局，特斯拉、派能科技稳居行业前两名，市场份额有所提升。行业第三、第四已经从 Sonnen、LGES 易主为比亚迪、华为，中国企业在户储市场上的份额快速提升。从家庭储能电池供应商来看，根据 EVTank，宁德时代、鹏辉能源、派能科技和比亚迪四家中国企业包揽 2022 年全球家庭储能电池出货量前四。考虑到中国企业在整个光储产业链上的显著优势，后续随着户储市场体量快速增长，如若中国企业在户储市场进一步发力，国内企业在全球户用储能市场份额有望进一步提升。

　　户储产品具有 To C 属性，品牌与渠道是竞争关键。对于产品本身而言，循环次数、能量密度、安全性以及外观是客户购买产品时考虑的重要因素，而品牌往往是前三个因素的保障。对于系统集成商而言，即使电芯等关键部件非其自供，集成商为保护其品牌力也会对采购的零部件进行认真筛选。认可度较高的品牌能够在市场上获得一定的品牌溢价。同时，渠道也是竞争关键。由于客户对接的是安装商与集成商，其往往表现出较强的区域优势，所以在各个市场的渠道布局尤为关键。

　　分市场：市场情况有别，企业各显神通

　　欧洲、澳洲：准入相对友好，品牌认可度高

　　欧洲和澳洲户储市场价格敏感性低，利润空间宽裕。从经济环境考虑，欧、澳经济相对发达，居民收入高，可以承担较高非必要消费;从产品经济性考虑，欧、澳终端电价高企，政府提供支持，户储经济性强;从认证角度考虑，欧、澳洲认证体系完善，主要认证包括欧盟 CE、欧洲 VDE、澳洲 CEC 等，对户储质量和技术参数有高要求。三方面影响下，比起价格，居民用户更加关心产品质量，欧洲市场竞争的重心不在价格，而在于产品品牌及性能，因而进入后的利润空间相对也比较充裕。欧洲和澳洲市场品牌认可度高，不排斥优质的非本土品牌。欧洲以户储装机量最高的德国和意大利为例，根据 EuPD Research，2022 年上半年，德国出货量最高的前五大集成商包括比亚迪(24%)、Sonnen(23%)、SENEC(15%)、E3/DC(14%)、沃太能源(6%); 根据 IHS Markit，意大利 2021 年出货量最高的前五大集成商包括派能(24%)、华为(20%)、比亚迪(12%)、LGES(12%)、古瑞瓦特(10%)。就澳大利亚而言，沃太能源是其最主要的户储系统提供商，2022 年被 Sunwiz 评为澳洲第一的储能集成商，安装量占比 23%。

　　中国多家企业已经在欧澳户储市场取得亮眼表现。系统集成商方面，华为、比亚迪、派能科技等已经在欧洲占据领先地位，沃太能源成为澳洲市场份额第一的户储系统提供商;电池供应商方面，2022 年全球家庭储能电池企业出货量前十名中有七家中国企业，包括宁德时代 (含新能安)、鹏辉能源、派能科技等;PCS 供应商方面，锦浪科技、固德威、古瑞瓦特等多家中国企业在海外实现大量出货。

　　美国：市场门槛高，利润空间大

　　美国政府力求发展、扶持本土品牌，相对封闭，中国企业进入难度较大。2022 年，美国能源部能源效率和可再生能源办公室(EERE)发布了《发展美国光伏制造产业链》白皮书，指出在美国发展太阳能制造，生产和销售太阳能组件，需要政府提供资金支持，以抵消美国生产成本高出 30%至 40%的影响。基于此目标，IRA 政策中存在针对本土制造的提供补助，即若在美国开采、生产或制造的零部件占总户储总成本的比例不低于规定的调节百分比(2023 年为 40%，之后逐年提升至 2025 年的 55%)，即可额外获得 10%的补助。中国企业认证门槛高、周期长、费用高。美国对品牌认知度高，Enphase 和特斯拉集成商品牌深入人心。根据 Energysage 统计， Enphase 和特斯拉在美国户储市场集成龙头地位稳固，很多人宁愿花高价买本国品牌，也不想买质优价廉的外来品牌。LGES 由于起火事故大规模召回产品，21 年以来市占率持续下滑，在此过程中 Sunpower、SolarEdge 和 FranklinWH 等品牌涌入，占据了一定的市场份额。美国市场一体机趋势明显，集成商市场集中，同样加大了中国企业渠道铺设的难度。中国企业进入美国市场更多是通过切入供应链的方式，竞争关键或在于能否顺利取得认证并获得品牌认可。

　　南非、东南亚：门槛低，价格敏感性高

　　南非和东南亚等新兴市场门槛低、价格敏感性高。亚非拉地区经济发展水平不及欧美，同时户储经济性相对较差，安装需求更多源于用电刚需，户储市场发展走的是偏低端路线，对性价比的要求高。认证方面，南非、东南亚等地区设置的门槛也更低。综合来说，南非和东南亚属于新兴发展中市场，对新品牌接受度高，但是对价格更为敏感，市场毛利率相对欧美国家较低且易受市场竞争策略影响。南非和东南亚市场处于发展初期，格局未定。随着欧洲户储需求放缓，以欧洲为大本营的户储企业开始看向新兴市场。南非市场方面，德业股份布局较早，依靠中建材与 SunSynk，在市场竞争中占据优势地位;鹏辉能源、博力威等也表示公司在南非市场进展不错。东南亚市场方面，已有诸多逆变器和电池企业在东南亚设厂或成立分公司建立销售渠道。

　　新趋势：纵横拓展，扩大版图

　　纵向延伸：逆变器企业一体化布局

　　户用逆变器企业复用品牌与渠道优势向储能电池业务进军。户储设备是以电池和逆变器为核心的储能系统，电池在储能系统中价值量高，逆变器企业由于掌握渠道与品牌优势，通过外采/自制储能电芯向储能电池业务拓展，打造一体化布局。储能电池搭配公司储能逆变器销售，不需要重新拓展渠道，实现品牌、渠道的复用与变现，业务扩展逻辑顺畅，市场蛋糕丰厚。目前，德业股份、古瑞瓦特、固德威、艾罗能源等均已经向储能电池业务进军。

　　一体机是解决安装商瓶颈的有效手段，实现效率优化。一体机将 PCS、储能电池整合到一起，定位类似于冰箱等家电，模块化设计，便于安装。分体机为传统的 PCS 与储能电池分开安装的系统，多数安置于墙上，安装程序较复杂。据 LG，其 RESU Prime 一体机相比传统户储系统所需安装人员从 2-3 人降至 1-2 人，且无需专车运输。

　　一体机已形成户储行业新趋势，多方企业涌入赛道。一体机外观简洁高端，具有家电的消费品属性，利于储能品牌树立高端形象，对企业整体毛利率提升效果明显，以三晶股份为例，公司 20/21 年一体机占储能业务收入 45/90%，储能业务毛利率 25.2/39.9%。目前一体机主要玩家为集成商(电芯、逆变器均为外购，如 Sonnen)、逆变器厂商(外购电芯，自造或外购 pack，具有电力电子技术优势，如固德威、科华数据)、电芯厂商(电芯成本高企，厂商可压低成本，如比亚迪)。

　　横向拓展：瞄准工商业及大储市场

　　向全场景“一站式”储能解决方案供应商迈进。在海外市场增速放缓的背景下，户储企业开始瞄准增长势头正旺的工商业储能及大型储能。几乎所有户储企业都推出了工商业储能解决方案，包括派能科技、古瑞瓦特、德业股份、锦浪科技、首航新能源、固德威、沃太能源、科士达等企业均已发布了工商业储能产品。2023 年以来同样有一些户储企业推出了大储新品。其中，首航新能源发布了 SOFAR Power Master 集中式储能系统解决方案，固德威也推出了 UT 系列地面电站解决方案。此外，派能科技于 2022 年底推出了大容量长寿命铝壳储能电池并成功实现商用，着力突破大储市场。

　　我们认为户储企业或可切入工商业储能及海外大储市场，国内大储市场较难。我们认为由于工商业储能、海外大储与户用储能同为 To C 模式，渠道、品牌为核心竞争要素，户储企业在向工商业储能、海外大储迈进的过程中，可以采用部分相似的营销与管理策略，利用掌握的渠道优势，顺利切入。而国内大储市场是 To B 模式，市场竞争激烈，公司背景与成本是关键，海外户储企业在这两方面可能均不具备优势，业务开展难度较大。

　　盈利能力：市场向头部靠拢，境外将高于境内

　　我们预计行业洗牌后市场会向头部靠拢。2021-2022 年间，派能科技、沃太能源、艾罗能源三家户储企业境外毛利率均处于 31%-36%之间。我们预计后续市场竞争加剧，行业整体平均毛利率水平或有下降。相比于电池，逆变器属于非标品，故障率高，寿命低，需建设海外售后服务点，提升满足客户需求的能力，大厂商渠道更广、品牌力更高、售后服务更完善。龙头企业渠道、品牌壁垒较高;同时规模效应下制造成本下降空间更大、费率水平更低，我们认为行业洗牌后市场会向头部企业靠拢。考虑到市场经济性、品牌、价格敏感性等，我们认为境外市场稳定毛利率还能保持较高水平。考虑到境外市场整体储能产品安装的经济性较高，用户看重产品品牌，对于产品价格敏感度低，预计远期品牌力强的产品仍能在境外市场获得溢价。我们对比了部分企业的境内外毛利率情况，2021 年宁德时代、阳光电源境外毛利率比境内高出约 8pct，2022 年收窄到 4-5pct;而派能科技 2021/2022 年这一差值分别为 25.8/21.1pct，随着后续行业竞争加剧，我们认为差值或将收窄。

　　对比成熟的家电行业：我们选取发展相对比较成熟的家电行业进行对比，家电企业做境外业务主要有出口自有品牌、海外并购、ODM/OBM/OEM 代工三种模式。我们通过对比发现，选择自有品牌模式的乐歌股份、安克创新、石头科技、星徽股份能够在境外获得更高的毛利率，我们计算四家企业 2018-2022 年境外与境内的毛利率差值均值为 10.65pct。同时，由于能够选择以自有品牌打海外市场的公司产品具有较强的产品力，其整体毛利率通常也处于较高水平。户储产品在一定程度上具有家电属性，国内储能产业链发展国际领先，具有强产品力与品牌力，随着后续行业竞争加剧，我们认为稳态下户储行业优质企业仍能够维持高出国内市场平均 5 个百分点以上的毛利率水平。

　　(本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。)

　　报告来源：未来智库

　　报告出品方：华泰证券