走向海外市场的储能企业及SNEC户储品牌

新型电力系统的构建过程中，发电侧体现为风电、光伏等可再生能源占比持续提升，这将造成两大挑战，一是发电侧间歇性、波动性加大，发/用电失衡概率大幅提升；二是电力系统可调容量、惯量下降，系统应对失衡的能力弱化。不附加储能的情况下，电网的风光消纳阈值在15%上下，当风光渗透率由20%向上提升将会造成系统净负荷的波动幅度、剧烈程度陡增。电网稳定性造成的消纳能力弱化是新能源消纳的潜在制约因素，大规模储能配置成为新能源发电渗透率进一步提升的必然选择。此外，海外用户侧光伏储能的一体模式是发展较快的方向，在能源价格上涨、电池成本下降和循环次数提升的背景下，户储逐步具备经济性。

海外户用储能大部分与分布式光伏配套，光储系统由光伏组件、储能电池、逆变器/变流器构成。参考屋顶资源及用户负荷，通常光伏组件配置容量在5-20kW，电池蓄电容量在5-20kWh。依据电池、光伏组件耦合位置可分为共交流母线、共直流母线等结构。运行过程中，用户用电主要由光伏发电供应，储能电池在光伏发电较多时充电，在弱光或夜间放电，满足用户连续用能需求。并网模式下，电网提供用电辅助，并消纳部分多余电能。分布式电源+储能的模式大幅降低了用户对电网的依赖性，用能安全性、独立性都更好。欧洲能源结构加速转型背景下，户用储能今年进入爆发，其推动因素主要是经济性和能源自主。

消费电价上涨，户储经济性优化。参考目前欧洲大部分地区电价水平及光伏、储能系统报价，户用光储LCOE已经有明显的成本优势。在市场机制允许的情况下，利用峰谷充放也有收益空间（部分分时电价地区）。以德国为例，目前居民用电价格在30-40欧分，单户年用电量在3000-5000kWh，电费支出约1000-2000欧元。而对5kW+7kWh户储系统，单套设备投资额大致为1-1.5万欧，以1200-1300h发电小时数估算，年有效发电量在6000kWh以上，除了满足自用外，余电可以FIT电价上网获取部分收益。估算大部分情况下，5-7年可收回项目投资（实际回报期除电价、设备投资等因素外，户用电量、昼夜电量分布等也有较大影响，且不同地区提供差异化补贴，大幅缩短回收期）。自发电+备电提升供电可靠性。分布式光伏增配储能后形成一定的离网自供能力，组件功率、电池容量越大，自供能力越强，用能安全性更有保障。俄乌冲突加大了欧洲市场对能源供给可靠性的重视程度，户用光伏+储能的独立供能方案被加速认可。此外在一些电网相对薄弱的地区，用户侧储能也扮演了备电的角色。配合大电网调度运行。从大电网角度看，用户侧储能形成了电力需求响应能力，市场化电价能够引导储能发挥作用，改变负荷曲线（用电紧张，电价高，用户侧储能放电；供电充分，电价低，用户侧充电），提升大电网的安全裕度。

储能系统销售阶段可分为一体模式（储能电池+逆变器集成销售）、分体模式（储能电池、逆变器单独配置），目前欧洲市场以分体为主。在交付系统安装商后，完成终端安装配置及调试运行。由于户储直接面向C端消费者，对产品品质要求更高，有完整的测试标准要求，同时渠道、品牌是企业获取市场份额、取得产品溢价的关键。2022年以来欧洲市场户储装机需求激增，而电芯、逆变器供给相对有限，目前安装周期普遍在几个月以上，终端客户对户储系统价格有较高的接纳度。核心设备供应商、经销商业务规模、盈利空间都有较大的潜力。便携式储能是近几年兴起的新兴细分市场，下游应用领域主要是户外活动（露营等）、应急领域（日本需求较大）等，需求也主要集中在欧美和日本。近2年国内疫情导致国内的城市近郊露营需求大幅提升，也在带动便携式储能需求的快速提升。据中国化学与物理电源行业协会统计，2016-2020年全球便携移动储能市场规模由0.6亿增长至42.6亿，复合增速达到190%，预计到2026年可能达到882亿，仍将维持高速增长。

2021年，国内新型储能新增装机容量2.4GW，累计容量达到5.7GWh，同比增加75%（主要为电化学储能）。2022年上半年完成电化学储能装机约0.4GW，同比增加70%。结构上，大部分仍然集中在电源侧。风光电源快速发展，虽然目前风光渗透率还不高，当前的电网架构具备一定的消纳能力，但是考虑装机量的快速增长，储能配套需求的增速会比风光装机更快（风光渗透率越高，储能配套比例越高）。电源侧储能需求相对明确，模式可能自建或租赁。此外，电网侧储能可能在成本纳入输配电价、辅助服务体系有效运行的情况下，也有较快的发展。国内用户侧储能可能更多是工商业应用，尤其在峰谷价差进一步拉大后，对不具备调整用电时段裕度的工商业企业，将有更强的配置储能的意愿。全球储能正在经历从项目示范向市场化的过渡，尤其海外户用储能在传统能源价格暴涨、供给不稳定性增加的情况下，需求激增。国内方面，新能源快速渗透带来了刚性需求，而针对此前制约储能发展的模式问题也形成了初步的收益和运营方案，目前储能项目备案量庞大，在碳酸锂、多晶硅等上游材料价格下降以及配套收益政策逐项落实的情况下，装机容量可能爆发，项目收益也将改善。相应的，市场参与方可能逐步从成本优先转向性价比，形成更为良性的竞争。

2022年，欧洲户储增速为71%，新增装机3.9GWh，累计装机9.3GWh，德国、意大利、英国、奥地利，分别以1.54GWh、1.1GWh、0.29GWh、0.22GWh位列前四大市场。其中，波兰、西班牙、瑞典是颇具潜力的新兴市场。预计到2026年，欧洲地区年度新增装机量有望达到7.3GWh，累计装机将达32.2GWh。高景气度下，到2026年底，欧洲户储运营规模可达44.4GWh，而低景气度下，这一规模为23.2GWh。届时，德国、意大利、波兰和瑞典位列前四。

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