一、戶用光儲系統(tǒng)核心構成
戶用儲能通常與戶用光伏搭配使用，光伏發(fā)電可以自發(fā)自用，多余的電量存儲到電池中或者上網售電；還可以進行峰谷套利。戶用光儲系統(tǒng)核心構成包括：電池系統(tǒng)、BMS、儲能逆變器、光伏組件、測控系統(tǒng)等。
資料來源：觀研天下整理
二、戶用光儲系統(tǒng)驅動因素
根據觀研報告網發(fā)布的《中國戶用光儲系統(tǒng)行業(yè)發(fā)展趨勢分析與未來投資預測報告（2024-2031年）》顯示，隨著全球對可再生能源和環(huán)保技術的關注度不斷提高，戶用光伏儲能系統(tǒng)作為一種高效、綠色的能源解決方案，正逐漸成為家庭能源消費的新趨勢。消費者購買戶用光儲系統(tǒng)的因素包括：節(jié)約電費、提高戶用光伏自發(fā)自用水平、提升家庭供電的穩(wěn)定性。
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從不同地區(qū)看，歐美并網型戶用光伏電價政策逐步轉向自消費，推動居民在光伏基礎上配置儲能。海外并網型戶用光伏電價主要有：上網電價政策(FiT)、凈計量和自消費三類。德、日、澳等國家近年來FiT補貼價格不斷下降，德國FiT余電上網電價過去15年下降超過80%。日本戶用光伏FiT從2019年11月依次到期，到期后的補貼電價大幅降低。美國部分州已終止凈計量計劃。荷蘭、意大利等國家也逐步退出凈計量政策。德國自消費模式下，2023年上網電價僅0.048歐元/kwh，大幅低于德國居民用電價格，因此配儲后自用更能提高收益率。在FiT與凈計量政策逐漸退坡的同時，給予戶儲補貼等促進自消費政策推廣，使得海外居民布局戶用光伏+儲能經濟性提升。
海外并網型戶用光伏上網電價政策
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類別 |
政策階段及電價收支 |
優(yōu)點 |
優(yōu)缺點 |
適用地區(qū) |
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上網電價政策（FiT） |
促進光伏裝機 |
發(fā)電/用電分開，保證光伏電量全額收購；不存在發(fā)電時段與負荷不匹配的問題；購電合同(PPA)收益透明有保障，開發(fā)商容易介入；用戶用電全部繳費，不影響電網營業(yè)額；電網企業(yè)僅承擔脫硫標桿電價部分，差價由國家補貼;所有電量都經過正常交易，國家稅收不受損失。 |
國家需要支付更多資金；大小客戶都要與電網企業(yè)簽訂PPA，增加交易成本；中小用戶需解決工商和稅務等問題。 |
德國，奧地利，法國，瑞典等 |
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光伏電價>電網零售電價 |
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凈計量 |
光伏逐漸成熟，國家縮減補貼 |
節(jié)省國家資金；全年用電量大于光伏發(fā)電量時沒有電量交易、額外服務和交易成本；不存在發(fā)電時段與負荷不匹配的問題，不存在中小用戶工商稅務問題。 |
減少電網企業(yè)營業(yè)額；所有光伏電量都不經過交易，國家稅收受損失；電網計費電表必須設計成雙向計量或允許倒轉，失去防偷電功能。 |
美國大多數州，比利時，匈牙利等 |
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光伏電價<=電網零售電價 |
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自消費 |
光伏成熟，國家無電價補貼 |
自發(fā)自用光伏電量抵消電網電量，不做交易，國家也不用支付電價補貼，節(jié)省國家資金。 |
減少電網企業(yè)營業(yè)額;自用光伏電量不經過交易，國家稅收受損失;反送電量需要交易，增加交易成本;中小用戶需要、解決工商和稅務等問題;電網計獲電表必須設計成雙向計量或允許倒轉，失去防偷電功能。 |
德國，奧地利，法國，日本，澳大利亞等 |
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光伏電價<電網零售電價 |
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海外部分國家戶用儲能補貼和戶用光伏上網電價政策
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國家 |
地區(qū) |
儲能補貼計劃 |
戶用光伏上網電價 |
23年居民電價 |
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德國 |
國家層面 |
2013年引入KfW補貼，最開始占資本支出的30%，后續(xù)逐漸減少 |
2023年，上網電價降至0.048歐元/KWh（約0.37元人民幣/KWh） |
2.89元人民幣/KWh |
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意大利 |
國家層面 |
從2020年開始，Superbonus退稅補貼覆蓋了110%的資本支出，2023年開始縮減 |
凈計費（＜500KW的光伏發(fā)電上網按批發(fā)電價補償，可以從消耗的電力零售成本中扣除）將從2024年開始逐步切換到一個補償較低的方案 |
3.28元人民幣/KWh |
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倫巴第 |
從2016年以來，退稅補貼覆蓋了50%的資本支出 |
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威尼托 |
從2016年以來，退稅補貼覆蓋了50%的資本支出 |
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美國 |
夏威夷 |
夏威夷電池補貼，覆蓋850美元/KW的資本支出 |
2015年10月廢除了之前以基本等同于普通電價的電力單價收購剩余電力的凈計量電價制度 |
1.18元人民幣/KWh |
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加利福尼/KWh亞 |
自我發(fā)電激勵計劃（SGIP）為戶儲電池提供150-1000美元/KWh的補貼 |
凈計量付款從2022年12月開始減少 |
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日本 |
國家層面 |
250美元/KWh補貼，最高37000日元/KWh補貼（約264美元/KWh） |
10KW以下光伏上網電價為0.11美元/KWh（約0.79元人民幣/KWh）。10-50KW光伏上網電價為0.08美元/KWh（約0.57元人民幣/KWh）。 |
1.50元人民幣/KWh |
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澳大利亞 |
國家層面 |
2023年推出戶儲電池稅收減免，新電池系統(tǒng)的稅收減免達3500澳元或系統(tǒng)成本的50% |
因地區(qū)而異 |
1.90元人民幣/KWh |
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維多利亞 |
2023年無息貸款達8800澳元 |
上網電價取決于零售商，2023年平均為0.054澳元/KWh（約0.25元人民幣/KWh），也有分時上網電價 |
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新南威爾士 |
無息貸款最高14000澳元，2022年7月結束 |
上網電價取決于零售商，2023年平均為0.076澳元/KWh（0.35元人民幣/KWh），也有分時上網電價 |
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澳大利亞首都直轄區(qū) |
提供稅收減免，3500澳元或占系統(tǒng)成本50%，2023年結束 |
上網電價取決于零售商，2023年平均為0.076澳元/KWh（0.35元人民幣/KWh） |
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南澳大利亞州 |
戶用電池計劃，補貼500澳元/KWh，每個系統(tǒng)最高6000澳元，2023年結束 |
上網電價取決于零售商，2023年平均為0.085澳元/KWh（約0.39元人民幣/KWh） |
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昆士蘭 |
昆士蘭政府對戶儲電池補貼在2019年結束 |
上網電價取決于零售商，2023年平均為0.066澳元/KWh（約0.31元人民幣/KWh） |
資料來源：觀研天下整理
各國的供電可靠性存在巨大差異。系統(tǒng)平均中斷持續(xù)時間指數（SAIDI）通常被用于報告終端用戶的總體停電情況，衡量的是每個用戶每年的停電小時數。根據IEA發(fā)布的數據，2016-2020年間，伊拉克、巴布亞新幾內亞等停電較多的新興市場和發(fā)展中經濟體的用戶，每年所經歷的平均停電時間接近700小時，約為大多數其他新興市場和發(fā)展中經濟體的40倍。而大多數其他新興市場和發(fā)展中經濟體的平均停電時間約為印度和美國的3倍，中國和歐盟的15倍。
數據來源：觀研天下數據中心整理
東南亞、南非、拉美等新興市場的國家發(fā)展戶用光伏+儲能具備類似的需求驅動力。從地理位置上看，東南亞、南非、拉美等國家大多數處于熱帶地區(qū)，年光照時長和光照強度顯著高于中美歐等國家和地區(qū)，具備發(fā)展光伏的優(yōu)秀資源稟賦；從電力供需情況看，上述地區(qū)的國家大多數存在用電需求增速較高、電網基礎設施過時或不足、發(fā)電設備老舊、停電發(fā)生較頻繁等問題，需要家庭安裝戶用光伏+儲能來提升供電的穩(wěn)定性；從積極性看，上述地區(qū)的國家都在注重電力結構往新能源轉型，已經推出利好戶用光伏和儲能增長的政策，包括現(xiàn)金補貼、免稅或減稅、優(yōu)惠利率等，進一步刺激需求增長。
全球主要新興市場發(fā)展戶用光儲的驅動因素
| 新興市場 | 光伏資源稟賦 | 電力供需情況 | 光伏發(fā)展目標 | 戶用光儲支持政策 |
| 印尼 | 印尼太陽能潛力高達207.8GW，光照資源十分豐富，年日照射數在1719-2430 | 柬埔寨太陽輻照度為5KWh/平方米，平均每天的日照時間為8小時。該國中部地區(qū) | 到2025年屋頂太陽能裝機達3.61GW，到2030年裝機達26.65GW，大型太陽能發(fā)電廠裝機達4.68GW | 2024年1月，印尼能源和礦產資源部（MEMR）修訂了太陽能并網法規(guī)，取消了屋頂系統(tǒng)的容量限制，同時實施了由該部監(jiān)督的配額制度，將電力輸送到PLN電網 |
| 馬來西亞 | 馬來西亞平均每天約6小時的日照時間，每日太陽輻照度約為4-5kWh/平米，是東南地區(qū)太陽能輻照度最高的國家之一 | 在東盟國家之中，馬來西亞的電力消費量排第二，電力需求量近些年不斷攀升，其國內電力市場呈現(xiàn)供應緊缺狀態(tài) | 馬來《國家能源轉型路線圖》中預計2030年將實現(xiàn)7GW光伏裝機，2040年將實現(xiàn)27GW光伏裝機，到2050年將實現(xiàn)57GW光伏裝機量 | 政府將為2024年4月1日及之后向馬來西亞可持續(xù)能源發(fā)展局(SEDA)提交安裝太陽能系統(tǒng)申請的人士，提供1000令吉至4000令吉（折合211美元至843美元）/kWAC的現(xiàn)金補貼。PETRA為NEMRakyat計劃批準了350MW的配額。實施凈能源計量（NEM）計劃，允許個人、辦公樓安裝光伏系統(tǒng)，多余的電量以電價抵扣的方式賣給電力公司增加收益。 |
| 柬埔寨 | 柬埔寨太陽輻照度為5KWh/平方米，平均每天的日照時間為8小時。該國中部地區(qū)的太陽輻照度最高，為5.6KWh/平方米 | 柬埔寨近年來經歷了嚴重的電力短缺，影響多達43%的企業(yè)。屋頂光伏也可以為工業(yè)提供解決方案，并幫助改變245個尚未連接的村莊居民的生活 | 到2030年實現(xiàn)70%的可再生能源發(fā)電，其中光伏裝機容量預計達到1GW，并在2040年達到3.2GW | 柬埔寨推行監(jiān)管改革，旨在用新關稅取代容量費，推動屋頂太陽能發(fā)展，但目前該國沒有太陽能發(fā)電凈計量和凈計費。 |
| 菲律賓 | 菲律賓全年光照強度高達1600-2300kWh/㎡/年，夏季日照時長可達14小時，天然的日照條件極其優(yōu)越 | 受制于群島的地理型態(tài)影響，菲律賓電網較為分散，部分農村島嶼存在缺電情況 | 到2040年菲律賓將新增可再生能源裝機容量52.83GW，其中太陽能占據27.16GW。菲律賓政府2024年計劃增加近2GW太陽能容量 | 菲律賓能源部計劃簡化屋頂光伏項目的要求和流程，以促進在商業(yè)、住宅和工業(yè)結構中擴建屋頂光伏設施。 |
| 泰國 | 泰國地處赤道附近，日照時間長，泰國中央平原地區(qū)的日照時數平均每天達到7-8小時。 | 泰國嚴重依賴化石能源，其發(fā)電量大大高于可再生能源發(fā)電，該國還依靠凈進口來滿足其電力需求 | 到2030年將可再生能源在發(fā)電中的使用比例提高到35%。到2037年，光伏裝機容量約15GW，其中戶用屋頂光伏計劃12.7GW | 補貼光儲每度2.8331泰銖（約合0.58元人民幣），為期25年。光儲配額，2024年190MW，2025年290MW，2026年258MW，2028年440MW，2029年310MW，2030年390MW |
| 越南 | 地理位置位于北回歸線以南的熱帶地區(qū)，越南全年日照量長達2500小時，具有發(fā)展光伏發(fā)電的良好條件 | 過時和不足的電網基礎設施造成了輸配電挑戰(zhàn)，導致電網擁堵和棄電問題，需要持續(xù)加大投資 | 越南計劃于2030年實現(xiàn)50%的寫字樓、居民住宅投入屋頂式太陽能使用，到2030年增加2.6GW的屋頂太陽能裝機 | 越南工貿部給予安裝屋頂太陽能更多激勵措施，包括免于獲得電力運營許可證和電力企業(yè)注冊證書、優(yōu)先用于預算分配、免稅或減稅以及獲得優(yōu)惠利率的貸款等。 |
| 巴基斯坦 | 巴基斯坦位于赤道附近，每年可以接收到大量的太陽輻照，如俾路支省年光照時間達到1990小時，比中國山東高出59% | 由于電力部門長期虧損嚴重，巴政府希望通過漲價來增加電力部門收入。2024年7月，巴基斯坦基礎電價上調，10家配電公司的平均電價漲幅19% | 巴基斯坦規(guī)劃到2030年光伏累計裝機達到12.8GW，2047年達到26.9GW | 巴基斯坦原先對光伏并網實行凈計量政策，后調整為總計量政策，光伏低價并網，高價向電網購電，這大大減少光伏并網回報，對儲能是利好，越來越多的用戶將選擇配儲 |
| 印度 | 印度年均日照時間超過2500小時，太陽輻射量在1700-2500kWh/kWp之間 | 國際能源署（IEA）預測，印度電力需求將以每年超6%的速度增長，到2030年翻一番。印度政府為了滿足日益增長的電力需求，正在積極推動能源結構的轉型 | 印度2022-2032年國家電力計劃，預計2026-2027年再生能源累積裝機達337GW，其中光伏186GW。屋頂光伏計劃第二階段，目標在2026年前分布式累積裝機達40GW | PMSuryaGhar總理光伏家庭計劃，未來將耗資7500億盧比，補助安裝屋頂光伏，為一千萬戶家庭提供每月最多300kWh的免費用電 |
| 南非 | 南非的約翰內斯堡、開普敦、布隆方丹、比勒陀利亞等地，年平均日照時長超過2500小時，日均太陽輻射量在4.5-6.5KWh/m2之間 | 南非電力結構嚴重依賴火電，且火電廠設備正加速老化，當地電力系統(tǒng)存在崩潰風險，已發(fā)生多次大面積停電事故，嚴重影響當地居民日常生產 | 為實現(xiàn)2050年凈零碳排的目標，南非大力推動可再生能源的發(fā)展，據總統(tǒng)氣候委員會（PCC）表示，預計至2030年期間，新增50-60GW的再生能源裝機容量 | 南非政府鼓勵分布式發(fā)電設施的建設，給予約40億蘭特(16億人民幣)的稅務補貼。南非家庭用戶安裝屋頂光伏，可申請?zhí)柲茈姵匕遒徶贸杀?5%的退稅。由于戶用光伏備電時長有限，居民普遍采用儲能設備來保證電力穩(wěn)定 |
| 巴西 | 巴西年平均日照時間超3000小時，全國水平面太陽能總輻射量在1534kWh/平米至2264kWh/平米之間，平均約1700kWh/平米 | 巴西可供開發(fā)的水電資源多集中在北部、西部，而電力負荷中心則集中在東南沿海區(qū)域，呈現(xiàn)“北電南送、西電東送”的輸電格局。巴西北部區(qū)域僅通過鏈式結構將區(qū)域水電站串聯(lián)組成，對該區(qū)域電網安全穩(wěn)定影響較大 | 根據EPE《十年能源擴張計劃（2030版）》，到2030年，巴西全國新增電力裝機中超50%來自新能源，其中集中式光伏裝機將增加5.3GW，達到8.4GW | “我們的家庭，我們的生活”清潔能源計劃，預計到2027年將為50萬戶家庭提供服務。政府將投入30億雷亞爾（約合39億元人民幣）用于購買和安太陽能電池板。這一計劃將在“城市1號”和“農村1號”住房計劃的新建住宅中安裝太陽能板 |
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三、全球戶儲裝機量及地區(qū)分布情況
根據數據，2020-2023年全球戶儲裝機分別為3.7GWh、4.7GWh、8.0GWh、16.1GWh，年均復合增速63%。
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分區(qū)域看，歐洲是全球裝機最多的區(qū)域，2020-2023年裝機量從1.3GWh提升至12.0GWh，年均復合增速110%，2023年裝機增速118%；非美歐的新興市場裝機量高增，2023年達到150%。
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