戶用儲能市場現狀及經濟性分析

市場空間大但需求波動大，新品牌機遇和挑戰并存。

全球戶儲市場以歐洲為主，歐洲又以德國、意大利為主。EESA 數據顯示，2023 年按照裝機容量統計，預計 2023 年全球戶用儲能市場裝機規模將達到 16.1GWh， 其中德國/意大利占比分別達到 30%/32%，其次為美國（9%）、日本（9%）、澳大利 亞（5%）。

不同國家戶儲的裝機需求驅動因素不同，主要可以分為政策驅動型（美國、東 南亞等）、經濟驅動型（歐洲地區，電價以及光伏計費模式的變化等）、用電剛需型 （南非、巴基斯坦、烏克蘭等新興市場，美國）。受電價以及政策波動影響，全球戶 儲裝機需求波動較大，例如歐洲受電價回落以及部分地區政策退坡影響 2024 年需求 較大幅度回落，但可以看到烏克蘭、巴基斯坦等地區的快速增長。

歐洲市場：需求進入常態化，第三方數據保守至中性預期未來裝機量 10~22Gwh。2022~2023H1 出貨量大幅高于裝機量使得行業庫存達到新高，2023H2~2024H1 處在去庫周期，截至目前預計逐步回歸常態水平。根據 SolarPower 數據顯示，預計 2028 年歐洲主要戶儲國家裝機量 10.9Gwh，回到 2023 年水平。此外保守至中性預計 2028 年歐洲整體戶儲裝機量 10~23Gwh，24~28 年復合增速 3%~27%。

美國市場：戶儲政策相對穩定，停電風險短期難解除，預計需求維持穩定。（1）補貼支持政策充分且穩定：加州 SGIP 太陽能激勵計劃和 ITC 聯邦稅收激 勵政策提升戶儲系統經濟性。 （2）光伏計費政策變化：加州從凈計量改為凈計費模式利好配儲經濟性。 （3）停電風險短期難以解除：美國輸配電網絡老化，部分組件已遠超預期壽命； 極端自然災害頻發導致大面積停電事件。

日本：FIT 政策到期后配儲意愿有望提升。巴基斯坦&烏克蘭：電價上漲以及停電事件頻發刺激戶儲裝機需求。海關 總署數據顯示，2024 年中國累計出口巴基斯坦/烏克蘭逆變器金額同比分別 +259%/+136%。

戶用光伏配儲經濟性：美國 NEM 3.0 政策下配儲經濟性提升，歐洲電價回落 +成本下降后配儲仍具備一定經濟性。美國市場：NEM 3.0 政策下光儲系統 IRR 高于單光伏系統，光儲系統 IRR 9.8%~19.5%，具備較好經濟性。（1）假設：系統功率 5kw、配儲時長 2h、貸款比例 60%/10 年/利率 5.0%、年 有效利用小時數 1800h、年用電量 10000kwh、日間用電量占比 40%。ITC 補貼 30%， SGIP 儲能補貼 0.15 美元/Wh。 （2）NEM 2.0 政策：光儲系統收益率小于單光伏系統，主要系余電上網電價接 近居民電價而配儲的成本相對較高。

（3）NEM 3.0 政策：光儲系統收益率大于單光伏系統，主要系余電上網電價大 幅縮小。若光伏系統成本 2.6~2.8 美元/w，儲能系統成本 1~1.4 美元/w，則 IRR 為 9.8%~19.5%，已具備一定經濟性。

歐洲市場：俄國為例光儲系統 8.5%~15.9%或高于單光伏系統，具備經濟 性。（1）假設：系統功率 5kw、配儲時長 1.5h、貸款比例 70%/10 年/利率 4.5%、年 有效利用小時數 1200h、年用電量 4000kwh、日間用電量占比 30%。5kw 光伏系統自 用率 15~20%，配儲 1.5h 后預計自用率達到 60%從而提升 IRR。 （2）單 5kw 光伏系統：若電價 0.34~0.36 歐元/kwh，系統單位成本 1000~1200 歐元/kw（考慮增值稅補貼后），則 IRR 為 5.2%~10.4%。 （3）5kw+7.5kwh 光儲系統（一般配儲 1.5h，比其他方案收益率高）：若電價 0.34~0.36 歐元/kwh，光伏系統單位成本 1000~1200 歐元/kw，儲能系統單位成本 500~700 歐元/kwh， IRR 為 8.5%~15.9%，收益率高于單光伏系統。 （4）當儲能系統成本 600 歐元/kwh 以上，光伏系統成本 800~1000 歐元/kw， 單光伏系統 IRR 高于光儲系統。