（报告出品方/作者：天风证券，孙潇雅）

1 除中美之外，哪些国家锂电储能增速快？

全球锂电储能市场增长迅猛，2015-2020年CAGR 46.24%，除中美外地区CAGR 34.35%

2015-2020年全球锂电储能新增装机年复合增长率46.24%，2020年全球累计装机功率16.9GW、对应装机容量33.4GWh，平均小时数2小时，其中中美两国装机对应全球装机占比31.7%。除中美外，全球其他地区2015-2020年锂电储能新增装机复合增长率34.35%，2020年累计装机功率11.3GW，对应装机容量 22.8GWh，平均小时数2小时，占全球装机容量68%。

除中美市场外，德国表后储能市场在各国市场中一骑绝尘

除中美外，德国、澳洲、日本、英国的锂电储能市场发展最为迅速，其中选取增长最为显著的澳洲和德国市场进行细分比较（日本市场增长包括了为应对自然灾害配备应急电源的非经济性需求，暂不具备横向可比性）。德国表后储能市场2015-2020年新增装机年复合增长率56.95%，2020年累计装机功率1.3GW，对应装机容量2.4GWh，占全球累计装机7.3%，已成为全球第一大表后储能市场。

锂电储能占德国表后储能新增装机95%以上，用户核心需求以节省电费为主

2017年锂电储能已占德国表后储能新增装机95%以上，至2019年基本接近100%。据ISEA分析报告数据，2013-2019年德国用户配置储能的三大核心原因是：节省电费、参与能源转型、对新兴技术感兴趣。

2 为什么德国表后市场增长远超表前？

储能发展基础：表前看风光装机和电网灵活性；表后看户用光伏渗透率和高零售电价

大量风光装机和电网灵活性不足为表前市场提供发挥空间： （1）风电、光伏本身的“靠天吃饭”特性，发电特性与用电需求无法完全匹配；（2）大量风光装机消耗电网灵活性调节资源，且存量资源有限；（3）电网存量灵活性资源主要是灵活性火电、抽水蓄能、燃气轮机、外部电网互联；（4）储能可以在电源侧、电网侧提供系统灵活性。

户用光伏发展和高零售电价为表后市场提供发挥空间： （1）户用光伏用户对户用储能接受度高，配储多为光伏用户；（2）高电价地区，可通过配储提高自发自用率/上网电量，对冲电费支出；（3）有峰谷差的地区，可通过配储进行峰谷套利，降低用电成本；（4）因自然灾害、配电设施受限地区，配备储能作为备用电源，解决供电问题（如福岛灾害后的日本）。

表前VS.表后

发展基础：德国电力系统灵活性存量充足，表前市场发展空间受限

德国电网整体运营水平高，极大降低其他市场主体参与峰谷套利和调频市场的需求： （1）德国电网年均停电时长12.2分钟，相比美国年均停电时长为284分钟，可靠性极高，电网侧储能发挥空间有限；（2）德国电网对新能源消纳能力很强，2020年新能源发电占比近50%，其大量火电机组在风光集中出力时最大可下调出力至30%用于调峰，独立储能调峰发挥空间有限。（3）德国弃风弃光率仅3%，且政府提供经济补偿，因此类似国内风光配储需求很小。（4）德国有多达9条跨国电力互联设施，数量为欧洲之冠，因此其电网对负荷灵活调节能力强，本国能量时移应用场景少。

户用储能随居民用电场景扩展持续发展： （1）德国居民电费无峰谷差别，光配储为户用储能唯一使用场景。（2）德国居民2020年德国户用光伏户用光伏累计装机31.23GW，装机数130万户，居欧洲第一，为户用储能奠定发展基础。（3）德国2000年第一批户用光伏FIT即将到期（20年），彼时最高补贴电价为 0.5欧元/度，加装户用储能提高自发自用率，对冲补贴到期及高电费带来的影响。（4）2020年德国电动车销量39.5万辆，同比增长263%，渗透率13.53%，电动车保有量提升将扩展晚间充电场景，持续拉动户用储能市场。

政策：德国表前储能暂无独立市场地位，项目审批和双重征税阻碍发展

德国表前储能至今未能通过立法赋予其独立市场地位，导致项目落地面临诸多问题： （1）至今未明确其独立地市场地位，同时适用用发电方和用电方监管规则。（2）双重身份导致项目批复手续繁杂冗长，影响项目落地效率。（3）双重身份导致充放电双重征税（费），极大影响经济性。

政策面：德国联邦及州政府均为表后储能提供政策补贴

相比表前市场，德国表后储能市场政策持续向好： （1）2013-2018年，德国政府通过德国复兴银行（kfw）为配置户用储能的家庭提供低息贷款，并提供最高30%的直接安装补贴。（2）德国各州政府出台多种优惠政策，如允许购置户用储能设备成本用于抵免个人所得税或直接获得补贴等，降低居民购置负担。（3）户用光伏配储是德国户用储能的唯一应用场景（德国居民电价无峰谷差别，无单独配储套利场景），持续超过20年的户用光伏鼓励政策也变相拉动了储能装机，为其提供发展空间。

经济性：德国表前储能尚未建立稳定盈利模式，表后储能经济性已显现

德国表前储能主要通过电力批发市场峰谷套利和参与欧洲调频市场获得收入，但仍不具备经济性： （1）目前电力批发市场峰谷价差空间仅有10欧元/度/年，距实现盈亏平衡仍有15欧元/度/年的差距，短期内不具备经济性；（2）2019年德国调频市场容量约600MW，而表前储能装机累计 620MWh，且其中大部分参与调频，市场已高度饱和；（3）调频价格已从2015年3500欧元/MW下跌至2020年的1000 欧元/MW，经济性断崖式下跌。

户用光伏配储是表后储能主要使用场景，提高自发自用率具备经济性： （1）德国居民电价已连续上涨12年，2020年达到0.32欧元/度，由于可再生能源附加费和输配电费连年上涨，近10年电费复合增长率 2.78%，居民用电成本过高，且无峰谷差别；（2）目前户用光伏FIT约0.08欧元/度，收益对冲电费效果有限，通过增配储能提升晚间用电场景自用率，可降低总体电费水平；（3）根据测算，目前户用光储LCOS为0.28欧元/度，略低于居民电图：峰谷套利价差情况费0.32欧元/度，具备启动经济性。

德国户用储能经济性测算

场景假设：德国家庭年用电量4000度，晚间用电比例60%，光伏所发电量在满足白天用电及储能充电外，还有部分余电可用于赚取 FIT上网补贴；随着储能性能衰减，设备寿命末期可能无法完全满足晚间用电需求，需要从电网外购部分电力。

根据上述场景假设测算，光储LCOS为 0.28欧元/度，略微低于居民电价 0.32欧元/度，具备启动经济性。但由于光储系统在德国售价较高（渠道及安装成本高），拉高初始投资成本，使得年累计电费与系统使用成本相比仍要10年以上才体现经济性，随着未来系统单价降低，经济性将持续改善。

3 德国表后市场启动的投资机会在哪里？

德国表后储能市场容量测算

德国居民电价没有峰谷差异，因此没有单独安装储能设备进行峰谷套利的场景，户用储能装机量与户用光伏渗透率高度相关；户用储能主要用于填补光伏无法发电的时段，因此装机容量与家庭晚间用电需求量相关，与户用光伏装机容量没有直接相关性。

假设1：市场发展初期每年新增装机量基数较小，增长速度较快，后续基数增大，预计增速将低于先前增速50%；

假设2：由于户用储能对户用光伏渗透率已达23.5%，装机增速无法长期高于户用光伏增速，保守估计未来户储装机增速应略低或基本持平于户用光伏装机增速，假设2021-2025年新增户储年增长率分别为：50%、45%、40%、35%、30%

假设3：德国户用储能售价每年下降10%，平均装机容量10kWh。

户用储能产品价值量分析

户用储能产品系统结构与大型储能系统类似，均包括电芯模组、储能双向逆变器（PCS），电池能量系统（BMS），外壳机构件等。户用储能产品成本主要由电芯模组（46.56%）、电子元器件（19.98%）、包含人工及外协在内的其他加工成本（25.15%），以及外壳机构件（8.31%）组成；户用储能产品的PCS和BMS生产和制造较为简单，部分品牌厂商自行生产，部分集成商外采该模块，成本主要由电子元器件构成。

德国户用储能市场主要企业

2020年德国户用储能市场CR5 79%，CR3 55%，且前5家份额没有拉开明显差距，市场集中度仍有提升供空间；以自有品牌直接进入德国市场的中国公司仅有比亚迪和沃太能源。