总体来看，欧洲户用储能的 90% 以上份额集中在前五大国家——德国、意大利、英国、奥地利、瑞士。
户用储能需求高增，核心驱动力来自保供电
在储能的三大应用场景：发电侧、电网侧和用户侧中，户用储能的根本驱动力来自供电恢复性（resilience）和财务经济性（financial savings）。以美国为例，Energy Sage 对美国户用储能用户的调查中，resilience 和 financial savings 选项均接近或过半（可选不止一个选项）。
户用储能的典型使用场景为与户用光伏搭配形成户用光储系统。光储系统的典型组成包括太阳能组件、控制器、逆变器、储能电池、负载等，技术路线很多，按照能量汇集的方式，目前主要有直流耦合和交流耦合两种拓扑结构。
户用储能现状：海外市场为主，欧洲领衔，美、日、澳随后
欧洲：德国占比过半，其次为意大利、英国、奥地利、瑞士
欧洲近年来户用储能增长迅速，其中，德国是欧洲最大的户用储能市场。2013 年 FiT 政策从全额上网补贴，调整为鼓励自发自用，超出部分上网之后获得补贴，德国户用储能市场随后快速升温。之后意大利和英国市场增长迅速。2017 年，德国、意大利、英国占据了欧洲户用储能装机的 90%。2018 年，全欧洲户用储能部署超过 65,500 套。预计 2021 年欧洲户用储能新增装机接近 2GWh，2013-2021 年化 69%。
从 2015 年到 2019 年，德国户用光伏系统单位 kW 造价降低了约 18%，而户用储能系统价格降低了约 40%。根据 EuPD 预测，到 2023 年户用光伏系统单位造价还将降低 10%，而户用储能系统降幅更大，约为 33%。与此同时，欧洲居民电价呈现上升趋势，零售电价与光伏度电成本/配储后度电成本之间的差值逐渐拉大。在德国，2020 年光伏配储的度电成本（LCOE）已下降至 14.7 欧分/kWh，仅为零售电价的一半。
意大利是欧洲第二大户用储能市场，2019 年全国部署约 9000 套户用储能系统，约 90MWh，较 2018 年增长 17%。意大利政府补贴力度大，2018 年初针对小规模光伏系统的税收减免政策延伸到了户用储能系统，该政策可以覆盖户用光 + 储系统资本开支的 50%。
英国是欧洲第三大户用储能市场，但由于户用光伏装机增速不高，英国户用储能市场 2019 年增长较为缓慢，安装约 5000 套、38MWh。
奥地利 2018 年发布 “2030 任务” 计划，包括能源系统脱碳 12 项重大项目，其中一项是部署 100,000 套屋顶光伏系统和小型储能系统，为支撑项目达成，2018 年补贴从屋顶光伏延伸至户用储能。
法国和瑞士的电价较低，一定程度上不利于户用储能系统的推广，其中法国电价约 0.18 欧元/kWh，瑞士约 0.2 欧元/kWh。法国的户用储能仍处于早期小规模发展阶段，而瑞士户用储能发展较快，2019 年录得约 20MWh 户用储能装机，这是因为瑞士人均收入较高，且光伏安装商储能渗透率高，约 1/4 户用光伏业主会选择安装电池储能系统。
总体来看，欧洲户用储能的 90% 以上份额集中在前五大国家——德国、意大利、英国、奥地利、瑞士。
美国：发展迅速，户用成为重要增长点
根据 Wood Mackenzie 发布的 U.S. energy storage monitor。2021 年美国储能装机容量达到 3.51GW/10.50GWh，同比翻了两番。其中 2021 Q4 新增装机 1613MW/4727MWh，同样创造了单季度装机纪录。美国将发电侧、电网侧大型储能项目统称为 “表前市场”（front of meter）或 “电网级储能”（grid scale），而用户侧储能则分为户用（residential）和非户用（non-residential），包括工商业等。
2021Q4 同样录得历史最高单季度户用储能装机规模，达到 123MW/283MWh，其中加州、波多黎各、得州分别装机 58MW、14.3MW、10.5MW。今年年初得克萨斯州的暴风雪引发大面积停电事故，是得州装机增长较快的因素之一。尽管 2021 年受美国电池供应链影响，抑制了部分储能装机需求，但全年仍录得 85% 的户用新增装机容量增长。
预计美国储能装机未来将持续高增，2021-2026 年总新增装机将达到 63.4GW/202.5GWh，其中户用可达 4.9GW/14.3GWh。
日本：表后储能 2020 年累计已超过 3GWh
根据日本产经省统计，日本新增表后储能 2019 年已达到 800MWh，其中绝大多数都是锂离子电池，2020 年，日本累计表后储能已达到 3GWh。根据 IHS Markit 统计，2020 年、2021 年日本户用储能分别达到 742MWh、688MWh（其中 2021 年为不完全统计）。日本 2019 年有约 2GW 户用光伏 FIT 补贴到期，到 2023 年这一数字将上升到 7GW。
澳大利亚：极端气候、山火、偏远地区推动户用储能增长
根据 IHS Markit，2020 年澳洲共新增储能装机 1.2GWh，相比 2019 年的 499MWh 实现了翻倍以上的增长，累计储能容量达到 2.7GWh。其中表前储能 672MWh，表后储能 581MWh。根据 SunWiz 统计，2020 年澳洲新增 31,269 套户用储能系统，总容量相比 2019 年增加 27%，平均每套容量约为 10.9kWh，高于 2019 年的 10.3kWh，以此计算，2020 年新增户用储能容量为 341MWh。
根据 IHS Markit 预测，到 2030 年澳洲储能累计装机将增长 5 倍以上，装机功率达到 12.8GW。夏季澳洲电网负荷较高，而炎热天气和森林大火经常导致发电机跳闸，通常导致电力市场价格飙升至 14,500 澳元/MWh，偏远地区极端天气导致越来越频繁的断电，是户用储能取得增长的重要驱动力。
边际变化：战争、疫情导致气价、电价上涨，用电成本升高
2021 年全球多个国家和地区遭遇能源危机，自去年年底以来，受到核电中断、天然气短缺的影响，德国批发电价达到 269 欧元/MWh，约合人民币 2 元/度。
根据 EIA 数据，2021 年美国住宅电力用户支付的平均名义零售电价以自 2008 年以来最快的速度上涨，达到 13.72 美分/kWh，较 2020 年上涨 4.3%，增长率与同期美国 CPI 变化类似，2021 年为 4.7%。主要归因于一次能源价格上涨，尤其是天然气，2021 年美国天然气电厂的气价平均为 4.98 美元/MMBtu（百万英国热量单位），相比 2020 年的 2.32 美元/MMBtu 上涨 1 倍多。2021 年得州冬季暴风雪导致电力中断、天然气阻塞，也提高了终端电力零售价格。
欧洲电力结构中天然气占比较高，近年实施了较为激进的退煤、退核政策，大力发展新能源，导致电网稳定性较差，面对恶劣天气冲击和一次能源供应紧张的情况缺乏弹性。
户用储能具备良好的经济性，空间广阔
欧洲：度电补贴、净电量结算、市场化交易并存
（1）度电补贴：FiT 制度与 FiP 制度
FiT 制度：实际上就是固定上网电价制度，类似于我国的标杆上网电价或以燃煤基准电价平价上网。截至 2019 年，采用该制度的欧洲国家有奥地利、法国、德国等。
FiP 制度：电价为市场电价加上溢价形成，该溢价可以为固定值，也可以为变动值，为减小投资方风险，还可为溢价后的电价设置上下限。截至 2019 年，采用该制度的欧洲国家有瑞典等。
（2）净电量结算（Net-metering）：又可分为全额净电量计量（Full net-metering）、部分净电量计量（Partial net-metering）以及它的衍生版本——净电量计费（Net-billing）。
全额净电量计量（Full net-metering）：分布式发电业主可以用发出电量抵消从电网使用的电量，最后以净消耗电量计量费用，即使用户在白天发电上网，也可以用来抵消晚上从电网使用的电量，最后以零售电价来结算电费。采用的国家有比利时、希腊、匈牙利、荷兰、斯洛文尼亚等
部分净电量计量（Partial net-metering）：超出自用部分的上网电量，电价低于零售电价，有的国家采用零售电价打折的方式，如波兰的上网电价是零售电价的 80%；有的国家如罗马尼亚，上网电价等于去年全年的日前批发市场电价平均值。
净电量计费（Net-billing）：超出自用部分的上网电量采用现货市场即期批发电价。采用该方式的欧洲国家有西班牙、葡萄牙、挪威、意大利等。
（3）市场化交易：通常由电力运营商提供相关的电力买卖合同选项，具体细节多种多样。采用该方式的欧洲国家有捷克、丹麦、芬兰、瑞士、英国等。
（4）无补偿，如爱尔兰。
以德国为例，户用 “光 + 储” 可 5 年收回成本，经济性较好
德国居民电价高达 30 欧分/kWh 以上，居民配置储能与光伏联合运行可实现较好的经济性。假设某一典型家庭日均用电量 20kWh，零售电价为 30.22 欧分/kWh。则分有无光伏、储能，假设 5 种场景进行经济性评估。
（1）场景 1：无光伏、无储能；
（2）场景 2：配 4.5kW 户用光伏、无储能，假设发电 35% 自用，其余上网，上网电价 8.64 欧分/kWh；
（3）场景 3：配 4.5kW 户用光伏、3kW/6kWh 储能，光伏自用率提升至 60%；
（4）场景 4：配 4.5kW 户用光伏、5kW/10kWh 储能，光伏自用率提升至 80%；
（5）场景 5：配 4.5kW 户用光伏、7kW/14kWh 储能，光伏自用率提升至 90%。
可计算出，当配置 4.5kW 光伏、5kW/10kWh 储能时，相比场景 1，可每年节省支出 952 欧元，投资回收期约 5 年。
对储能单位投资进行敏感性分析，结果如下，各个场景下均有经济效益，但随着储能装机的增加，对单位造价更为敏感。
本文作者：中信建投朱玥、雷云泽，来源：中信建投证券研究，本文节选自：《中信建投 | 户用储能成为欧洲战略级家电》