目前海外发达地区的户用光伏市场已经趋于成熟，以独栋住宅为主的居住结构是户用光伏发展的基础，降低电费支出与提升供电可靠性是主要的驱动因素，多样化的商业模式则有效降低了安装门槛。与此同时，随着自发自用比例的提升，近年来户用光伏配套储能的需求已经逐渐显现，户用储能正迎来爆发式增长。
1.海外发达地区的户用光伏市场已经趋于成熟
海外发达地区独立住宅比例较高，具备安装户用光伏系统的基础条件。安装户用光伏系统的前提是拥有独立的屋顶，因此集中居住的公寓一般不具备安装户用光储系统的条件。根据各地区统计机构的普查数据，欧盟/美国/日本/澳大利亚的住户总量中居住在独立/半独立式住宅中的比例均超过 50%，以独立住宅为主的住房结构是这些地区户用光储系统大规模发展的前提。
海外发达地区居民用电成本较高，降低综合用电成本是安装户用光伏的主要驱动因素。从用电量上看，基于 IEA 与世界银行的数据口径，2019 年中国人均年用电量略超 5000kWh，而美国/澳大利亚/日本/德国等海外发达国家的人均用电量分别为中国的 2.5/1.9/1.5/1.3 倍。考虑到我国全社会用电量中居民生活用电的占比不到 15%，而海外发达地区普遍为30%左右，则发达地区的人均居民用电量可达我国的两倍以上。
从电价上看，海外发达地区的居民电价水平较高，且近年来上涨明显，户用光伏的经济性持续提升。
在全球范围内，由于居民供电涉及到更多的终端配电环节，供电成本较高，因此海外居民用电价格通常显著高于工商业用电。根据 Global PetrolPrices 的统计，2020 年德国/美国/日本/澳大利亚的平均居民电价分别为0.387/0.149/0.284/0.263 美元/kWh，为国内居民电价的 4.6/1.8/3.4/3.1 倍。此外，近年来海外发达地区终端居民电价持续上涨，而户用光伏的度电成本则不断下降。以德国为例，根据国际可再生能源署（IRENA）的测算，2010 至 2019 年德国户用光伏的度电成本由 0.301 美元/kWh 下降至 0.138 美元/kWh，下降幅度超过 50%，而同期德国的平均居民电价则由 0.237 欧元/kWh 提升至 0.305 欧元/kWh，上涨近 30%。因此，对于海外发达地区的居民而言，目前光伏发电的成本已经明显低于终端电价，户用光伏的经济性充分显现。
提升供电可靠性是海外户用光伏发展的另一个驱动因素。
随着电网系统的日益老化，当前海外发达地区居民供电的可靠性正经受较大挑战。海外发达地区电网建设的高峰期集中在上世纪八十年代之前，目前已进入集中老化期。根据美国能源部 2014 年的估计，美国近 70%输电线路与变压器的寿命已超过 25 年，接近设备的使用年限上限。与此同时，随着市场化程度的不断提升，近年来海外发达地区电力体系以追求效率为主要导向，在电力基础设施与系统可靠性上的投入明显不足，因此近年来海外发达地区的供电可靠性正面临越来越大的挑战。
近年来，全球各地频发的大型停电事件已成为相关地区居民安装户用光储系统的重要催化因素。据不完全统计，近年来海外发达地区发生的大型停电事故已达十余起，每起事故中波及的居民人数高达数十万乃至上百万。户用光储系统能够在某些极端情况下提升供电可靠性，这或将提高居民对户用光储系统的接受度。例如，在 2021年 2 月美国得克萨斯州受暴风雪影响出现大规模停电事件后，当地乃至全美范围内的光伏组件搜索热度都出现了飙升，表明越来越多的居民开始考虑安装户用光储系统以应对可能发生的大规模停电事件。
最后，多样化的商业模式可有效降低户用光伏的安装门槛。虽然近年来海外户用光伏的投资成本已明显降低，但对于部分家庭而言，数千至上万美金的初始投资仍然构成了一定的安装门槛。对此，海外的户用光伏集成商及安装商已探索出贷款、租赁、购电协议等多样化的商业模式，从而为不同类型的客户提供最合适的安装方案，有效降低安装门槛。
2.自发自用比例提升，户用储能需求显现
户用储能迎来爆发，“光伏+储能”有望成为未来海外户用市场的演进方向。如前所述，目前海外发达地区的户用光伏市场已经较为成熟，在此基础上户用储能也正驶入发展快车道。根据第三方研究咨询机构 IHS Markit 的统计，2020 年全球新增户用储能 1.3GW，2016 年以来的平均复合增速高达 50%以上。从区域分布来看，目前户用储能市场主要集中在户用光伏发展较好的发达地区，仅德国（1117MWh）、美国（1050MWh）、日本（794MWh）、澳大利亚（359MWh）四个国家就占据了 2020 年全球新增户用储能装机量的 3/4。
我们认为推动户用储能发展的核心因素是户用光伏自发自用比例的提升。在发展早期，户用光伏往往能在上网电价与优先消纳上获得较好的保障，因此通常采取全额上网为主的模式。而光伏具有天然的间歇性与波动性，因此随着发电占比的提升，其对电网的冲击也日益加大，全额上网并非长期的解决方案。对于居民用户，搭配储能的户用光伏才能彻底取代传统的电网供电，从而实现电力的自给自足。
随着上网电价的逐步退坡与终端电价的持续上涨，自发自用已成为更经济的方案。在发展初期，各国往往采取高额的上网电价以鼓励家庭安装户用光伏系统，例如德国早在 2000 年就推出《可再生能源法（EEG）》给予光伏系统高额的补贴，初期的上网电价高达 0.5 欧元/kWh 左右。一般而言，补贴资金主要由财政承担或者通过可再生能源税费传导至终端电力用户，因此高额的上网电价补贴势必会对财政造成压力，同时推升用电价格，长期来看难以持续。2008 年金融危机后，德国开始大幅削减光伏上网电价，与此同时居民电价中的可再生能源附加税费则大幅提升。目前，德国的户用光伏上网电价（<10kW）已低至 0.09 欧元/kWh 左右，而平均居民电价则超过 0.3 欧元/kWh，自发自用明显是更为经济的方案。
从消纳的角度出发，光伏发电占比的提升对电网的消纳能力提出了较大的挑战，户用光伏全额上网的难度正逐渐提升。以 2020 年全球人均光伏装机量前三的国家澳大利亚、德国以及日本为例，光伏在整体发电量中的占比分别达到 10.7%/9.7%/8.3%，对电网的冲击已经较为明显。因此，近年来这些地区开始逐步退出早期的户用光伏全额上网政策，以缓解电网面临的压力。例如，2019 年起日本已有大量户用光伏项目的发电量收购政策（FiT）陆续到期，根据日本经济产业省的统计，2019 至 2023年共有 165 万套户用光伏系统面临 FiT 政策的退出，对应装机量为 6.7GW。2020 年 8 月，加州公用事业委员会（CPUC）也开始着手对现有的光伏净计量政策（NEM）政策进行修订，在目前提出的 NEM 3.0 方案中，CPUC 将考虑对户用光伏收取更高的月度并网费用，同时在夏季高峰期以批发电价而非零售电价收购户用光伏的上网电量。2021 年 3 月澳大利亚能源市场委员会（AEMC）亦提出草案，拟在光伏发电的高峰期收取一定的上网费用，从而降低电网的阻塞。
综上所述，我们认为储能系统是海外户用光伏由全额上网转向自发自用过程中必不可少的环节，渗透率有望快速提升。综合各国统计机构以及我们的测算，截至 2020年底德国、美国、日本、澳大利亚的累计户用储能装机量大致在 1.0-2.5GWh 的区间，若以每户 10kWh 的容量推算，则户用储能的总安装量在 10-25 万套的量级。以此估算，户用储能在德国、美国、日本、澳大利亚存量独立住宅中的渗透率仅为 1%左右，如果以目前户用光伏 10%左右的渗透率水平作为参照，则户用储能渗透率的提升空间在十倍以上。因此，即便是在发展较早的海外发达地区，户用储能的渗透率也才刚刚起步，市场远未饱和，行业的高速增长有望持续。
