2023中国新型储能行业发展白皮书第4期：户用储能成本及收益分析

上一期我们介绍了工商业储能的成本及收益分析，在用户侧储能模块中，还有另外一块重要模块——户用储能。户用储能即我们通常说的家庭储能，也是用户侧储能最主要的应用场景之一，虽然户用储能在国内用户侧储能市场中仅占不足2%的份额，但其对居民日常生活所产生的影响尤其是经济性影响最为直接与深刻。

户用储能的运行不受城市供电压力影响，其在用电低谷时间可自行充电,以备用电高峰或断电时使用。近两年，由于地缘政治危机等影响因素导致欧洲能源危机加剧，短期能源价格居高不下，使得中国光伏、户用储能等产品在欧洲格外受到用户欢迎，越来越多的中国企业正在加紧布局海外户储市场。

户用储能的商业模式发展经过一定的历程，在发展早期，户用光伏往往能从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。但随着光伏等新能源发电占比的提升，光伏天然具有的间歇性与波动性使其对电网的冲击也日益加大，全额优先消纳变得困难，导致全额上网不能持续发展。

在这个阶段，对于居民用户而言，搭配储能的户用光伏可以取代传统的电网供电，使自身实现电力的自给自足，尤其是随着上网电价的逐步退坡与终端电价的持续上涨，自发自用的经济性更加凸显，已成为更经济的用能方案。

因此，虽然国内市场由于稳定的居民用电价格等原因，中国户用储能市场始终处于起步阶段，但在高居民电价的海外地区，户用储能体现出明显的经济性，该类典型地区包括欧洲、美国、澳洲等。德国已成为目前全球最大的户储市场，2022年其户用储能新增装机量约为1.6GWh，累计装机量已超过6GWh，户用光伏配储在德国已颇具经济性。

一、经济性分析

根据数据统计，2022年德国典型家庭的户用储能系统由15kWh电池系统以及10kWp光储逆变器构成，其中，欧洲容量为15 kWh电池系统的平均价格为€4614，10kWp光储逆变器的平均价格为€1678，再算上光伏组件、渠道成本、安装成本，传导到终端客户的累计成本约为€16829。

德国户储终端用户初始投入（图来源：EESA储能领跑者联盟《2023中国新型储能行业发展白皮书》）

假设一个家庭年用电量12000kWh，电费价格为€0.39/kWh（2023年5月柏林居民电价），在无补贴的情景下，德国户储系统的10年期内部收益率为16%，于第6年可以收回成本。事实上，德国对于15kWh户用储能系统有额外的补贴政策，户用储能系统可以获得1000到3000欧元不等的补贴，这使户储经济性进一步凸显，投资回报周期减少2年。

二、敏感性分析

户用储能系统内部收益率对电价的敏感度较高，在系统成本不变的情况下，电价每上升€0.02/kWh，可使项目内部收益率提高1.5%。同样，若未来储能系统价格进一步下降，户用光伏配储经济性也将进一步提高。考虑后续天然气价格企稳或电费改革使居民电价持续回落，在系统成本不变的情况下，若电费降低到€0.25/kWh，投资回收期为8年，此时内部收益率为6%，仍具备一定的经济性，因此，德国终端用户预计仍将持续发展户用储能。

                                户用储能敏感性分析（图来源：EESA储能领跑者联盟《2023中国新型储能行业发展白皮书》）

这两期，我们介绍了电源侧、电网侧、用户侧的储能类型和收益分析，下一期，我们将从储能的技术路线、安全性等方面切入，介绍储能行业技术标准发展和现阶段应用情况。

（本文内容为笔者对EESA储能领跑者联盟《2023中国新型储能行业发展白皮书》报告的部分摘录以及笔者阅读过程中的个人观点，欢迎大家批评指正。）