一、户用储能是大新能源板块增速最快的方向
1.1继风电、光伏、电动车之后，户用储能将开启第四条高速增长赛道
在全球能源转型的大背景下，新能源行业先后目睹了风电、光伏、电动车赛道起量，预计2021-2025上述三个赛道复合增速分别为14%、38%、40%（风电为国内，光伏、电动车为全球）。目前，争端、疫情等原因导致一次能源短缺、电价气价高涨、光+储经济性越发出色，叠加碳达峰、碳中和趋势确定，我们认为户用储能将异军突起，成为新能源行业第四个高速增长的赛道，预计2021-2025年全球户用储能装机复合增速可达到112%，是当下时点储能行业最值得配置的环节。
光伏：预计2021-2025全球光伏新增装机复合增长率约38%
根据国际可再生能源署（IRENA）公布的2021年全球可再生能源装机数据，截至2021年末，全球累计光伏装机达843GW，2021年，全球新增光伏装机133GW，2025年，预计全球新增光伏装机480GW，2021-2025年复合增长率约38%。
风电：预计2021-2025国内风电新增装机复合增长率约17%
2021年，全球风电新增装机创下历史第二高的93.6GW数据，在全球碳中和的背景以及地缘冲突导致的化石能源价格高涨的情况下，各国政府对可再生能源的需求持续增长。受2020年抢装影响，中国2021年风电新增装机47.6GW，同比下滑。预计陆风全面平价和海风即将平价的背景下，国内风电新增装机将走出周期迈向成长，测算2021-2025年国内风电新增装机复合增长率约17%。
电动车：预计2021-2025电动车电池装机复合增速约40%
全球电动车销量驱动力正由政策向车型和认知驱动转变，政策作用由刺激转向托底，车型丰富度增加、产品力提升，推动消费需求快速增长，预计21-25年需求复合增速超33%；叠加内部结构持续优化，纯电比例提升、带电量增加，电动车装机需求复合增速约40%。预计2022、25年全球电动车需求达987、1958万辆，渗透率13%、26%，对应装机需求526、1271GWh。
户用储能：预计全球户用储能新增装机2021-2025复合增速112%
全球储能市场首看户用，预计在一次能源价格高涨背景下年化增速在100%以上，其中欧洲今年新增户用储能装机有望突破4GWh，为最大的户用储能市场；美国尽管21Q4出现抢装，22Q1仍录得户用储能新增装机334MWh，环比+25%；在灾备用电、电网可靠性不足、能源对外依存度高等因素影响下，日本、澳洲、南非、巴西、东南亚等国家和地区的户用储能需求同样持续高增。
1.2欧洲户用一枝独秀，领跑全球储能市场
欧洲电化学储能2021年新增容量超过3GWh，累计装机超过8GWh。新增装机主要由表前和户用贡献，其中户用连续多年保持40%以上增速。
据SolarPowerEurope统计，2020年欧洲户用电池储能安装量突破14万套，容量达到1072MWh，较2019年增长44%。据IHSMarkit统计，2021年欧洲户用储能装机达到1717MWh，同比增长60.2%。其中德国、意大利、西班牙、奥地利、瑞士、英国分别新增装机1028MWh、168MWh、123MWh、110MWh、94MWh、80MWh，占据了欧洲户用储能总装机95%以上的份额。
德国：户用储能主力军，已形成GWh级市场
根据德国储能协会（BVES）的统计报告，德国储能市场规模从2019年的62亿欧元增长到2021年的89亿欧元，其中2021年增长幅度达到29%，并有望今年继续增长29%以上，规模达到114亿欧元。其中，户用规模最大为44亿欧元、其次为公用事业（即表前）和工商业储能。
在供气中断、电价飞涨的背景下，旺盛的需求推动户用电池储能快速增长，2022年德国户用电池储能套数将突破50万套，总容量约4.4GWh、总功率约2.5GW。
1.3美国：2021储能爆发式增长，表前增速最快，户用持续高增
2021年，美国新增储能装机达到3.58GW/10.5GWh，新增容量同比增长达到204%，连续两年200%以上，为全球最大单一储能市场。表前（grid-scale）、户用（residential）和非户用（non-residential）三个场景中，表前是最大也是增速最快的市场，2021年美国表前装机9.23GWh，同比增长253%；其次是户用装机920MWh，同比增长71%；工商业新增314MWh，同比增长5%。
进入2022年美国储能继续保持旺盛增长，Q1表前储能装机达到747MW/2399MWh，容量同比增长283%，但由于ITC政策退坡导致21Q4抢装，表前环比出现下降。而户用储能22Q1装机达到145MW/334MWh，同比增长36%，环比增长25%。
1.4中国：户用储能尚未起量但值得期待
根据CNESA的统计，2021年全球新型储能新增投运规模首次达到10GW，中国新型储能新增投运规模达到2.45GW，其中用户侧约占24%。中国用户侧储能以工商业、产业园、充电桩、港口岸电等为主。
二、欧洲户用储能驱动因素：由补贴过渡到经济性为主导，外部催化同样重要
2.1驱动力一：户用储能补贴政策
德国的分布式光储发展离不开政策的鼓励与机制的支持，该政策历时6年，共分两个阶段。第一个阶段是2013年-2015年底，提供初装补贴。第二个阶段是2016-2018年底，补贴形式主要是低息贷款和现金补助，补贴总额约3000万欧元。第二阶段只允许用户最高将光伏系统峰值功率的50%回馈给电网。
补贴政策助力德国成为全球最大的户用储能市场之一，2013年，德国家用和商用储能系统还不足1万套，2018年底已突破12万套，CAGR>60%。补贴政策结束后，德国户用储能市场仍在高速增长，2018-2021年新增装机容量从283MWh增长到1028MWh，CAGR=53.7%。
从德国和欧洲其他国家的户用分布式储能补贴政策可以看出，政策出发点多为鼓励自发自用，要求上网电量（功率）不得高于某一比例；采取“初装补贴”形式，直接减轻用户在购买、租赁、安装储能系统承担的初始投资压力，补贴额度在初始投资的30%-60%之间；对储能循环寿命或质保有要求，通常为7年以上（德国更提出10年以上），杜绝了低质低价产品占领市场。
2.2驱动力二：一次能源短缺叠加电价上涨
2021年四季度开始，荷兰天然气TTF现货批发价从季度初的85欧元/MWh涨到10月初的116欧元/MWh，月底回落到60欧元/MWh，并于11月份卷土重来，12月21日已达到183欧元/MWh，今年3月更是突破200欧元/MWh。
与此同时，根据欧盟统计局数据，2021年欧盟消费天然气总量达4120亿m3，同比增长4%，创下2011年最高水平。欧洲进口天然气主要用于供热和发电，由于较为激进的退煤、退核政策，欧洲天然气发电占比较高。在俄欧关系交恶的大背景下，欧盟进口俄气预计将持续下降，一次能源供给继续保持紧张态势。
电价方面，欧洲主要国家如德国、意大利、法国等先后创出新高，德国批发电价一度达到269欧元/MWh，意大利更是曾经突破300欧元/MWh。
2.3驱动力三：欧洲光伏装机高增，为户用储能创造了良好的土壤
根据SolarPowerEurope统计，2021年，27个欧盟成员国共新增光伏并网25.9GW，同比增长34%，成为史上光伏装机增长最多的年份，累计装机达到164.9GW。2021年欧洲光伏新增装机最多的5个国家依次为德国、西班牙、荷兰、波兰、法国，分别新增装机5.3GW、3.8GW、3.2GW、3.1GW、2.5GW。
作为欧洲最大的经济体，德国近年一直保持着欧洲最大的光伏、储能市场地位，在全额补贴（fullfeed-intariff）结束后，中大型工商业光伏因为可享受有吸引力的浮动电价补贴（feed-inpremiums）而再次得到驱动刺激。2021年EEG法案修订，自发自用系统无需征收可再生能源附加费，进一步促进了户用和小型工商业光伏系统的发展。2020年德国户用光伏新增装机超过1GW，其中60%以上的搭配电池储能系统。西班牙保持欧洲新增光伏装机第二的份额，2021年新增装机约3.8GW，其中有接近3GW为配合集中式光伏电站PPA协议而建设。西班牙自发自用型屋顶光伏尚处于起步阶段，目前“西班牙复苏计划”（SpanishRecoveryPlan）将屋顶光伏视为能源转型的重要手段。2021年6月，西班牙政府签署了约4.5亿欧元的自发自用型光伏投资计划。荷兰的2021年新增光伏装机3.2GW，保持欧盟第三的位置，其中工商业屋顶光伏份额略超过40%，户用光伏略低于1/3，而地面电站仅占20%左右。
2.4驱动力四：光储系统价格下降、电价高涨背景下经济性出色
欧洲光储系统度电成本与零售电价价差持续拉大
根据SolarPowerEurope统计，德国2016-2020年间其小型光伏系统单价下降了11%、小型储能系统单价下降了24%。尽管2021年系统单位造价有所提升，但中期来看价格会继续下降。SolarPowerEurope预计2022年下半年光伏、储能系统价格将开启下降周期，而BNEF则预测到2030年还将下降58%。
欧洲上网电价制度：鼓励自发自用，退坡但仍有一定补贴
部分国家上网电量采取净电量结算（Net-metering）方式，但这种方式相当于电网承担了调峰的任务，因此不利于户用储能的发展，目前该政策也在由全额净电量计量向部分净电量计量或净电量计费方式转变，即上网电量所享受的电价低于零售电价，或采用现货市场电价，以体现电网调峰的成本。
以德国为例，户用“光+储”可5年收回成本，经济性较好
德国居民电价高达30欧分/kWh以上，居民配置储能与光伏联合运行可实现较好的经济性。假设某一典型家庭日均用电量20kWh，零售电价为30.22欧分/kWh。则分有无光伏、储能，假设5种场景进行经济性评估，可以看到德国户用光储系统大约在3-6年收回成本，IRR高达15%-30%。
三、中国制造是欧洲储能的重要参与者，新能源第四赛道已经开辟
3.1户用光储系统投资拆解：成本占比依次为电池、组件、逆变器
典型的户用光储系统包括光伏组件、组件支架、并离网双向逆变器、并网计量箱、电池储能系统、DC开关、电缆及其他辅材等。
目前，光伏系统成本约4.2元/W，低压储能电池成本在1.8元/Wh左右。以一个电器总功率约4kW，每日用电量约22kW的家庭为例，典型配置方案之一为500W组件共12块6kWp、5kW双向储能逆变器、7.5kWh锂电池储能。
而对于一个电器总功率约6.5kW、每日用电量约57kWh的商铺而言，光储系统典型配置为24块500W组件共12kWp，加装10kW双向储能逆变器、配置16.8kWh锂电池。
家庭光储系统中，组件、电池、逆变器价值量占比约为28%、35%、23%；商铺光储系统中，组件、电池、逆变器价值量占比约为28%、50%、14%。可见，光储系统容量越大，电池占比越高，是价值量最集中的部分。
3.2国产品牌优势：性能参数广、迭代速度快
户用光储系统通常需要通过联系专业安装商进行安装，但安装商并不仅仅提供安装服务，而是类似于装修公司，提供从设计、产品选型、安装调试等一条龙服务。德国领先的户用光储系统安装商Krannich提供光伏组件、逆变器、优化器、储能电池、支架、充电桩、电缆附件等家庭能源产品，并提供安装等全套解决方案，中国品牌构成了客户选择清单的重要组成部分。
此外，国产品牌设计美观、性能强大，普遍具有1.3倍以上的直流超配、1.1倍以上交流过载能力；具备宽范围MPPT跟踪能力，最大效率高达97%以上；内置防逆流技术，保护电网和电池；无风扇散热技术，创造良好的用户体验；支持直流拉弧监测、安全性高。
四、投资分析
公司2021年逆变器出货38.83万台，其中储能7.03万台，贡献营收5.32亿元、测算贡献利润1.47亿元，逆变器已成为公司核心业绩增长点。公司已成功导入国产芯片，芯片供应紧张局面明显改善。公司独有的储能逆变器低压并联技术提高了家储系统的使用安全性，美国、巴西、南非等市场极受欢迎。公司一季报营收同比下滑，但净利润同比+31.81%，主要是逆变器出货高增改善盈利结构，公司逆变器出货高速增长，盈利能力强劲，Q1毛利率36.34%，实现同比增长。在公司营收下滑的情况下，仍实现归母净利润同比+31.81%。逆变器出货量将持续高增，我们预计22Q2出货增速约70%-80%，预计公司2022、2023年营收53.32、61.68亿元，归母净利润分别为8.42、11.32亿元。
公司2021年年报显示，全年实现营收7.95亿元，同比+60.64%，实现扣非归母净利润1.96亿元，同比+98.19%。其中微逆销售40.44万台，微逆及监控设备实现销售收入4.52亿元，较上年同期增加130.7%。2022Q1以来受益欧洲、美国分布式系统装机需求景气度高增，公司微逆出货快速增长，核心产品涵盖一拖一、一拖二、一拖四和一拖六逆变器，并在微逆优势品种基础上发展模块化逆变器和分布式光伏发电系统。由于用户对微逆成本相对不敏感，公司议价能力较强，2022Q1在供应链紧张局面下毛利率不减反增，环比提高5.8个百分点。在终端需求旺盛背景下看好公司出货持续翻倍，有望量利齐升。
根据公司年报，2021年全年营收26.86亿，同比+69.01%，归母净利润2.81亿，同比+8.09%。其中，年报披露公司逆变器出货量50.8万台，储能逆变器6.08万台，逆变器出口数量占比约70%。公司在已有的光储逆变器产品基础上，又推出GW50K-ETC三相光储逆变器，提供工商业分布式解决方案。公司已成功进入德国领先的光储系统服务商Krannich的供货清单，并可与业内主流的储能电池系统进行适配。公司已导入国产IGBT芯片，预计“缺芯”状况今年将大幅缓解。预计公司2022、2023年归母净利润分别为6.9、9.9亿元。
附录：全球储能行业概览——新型储能异军突起，其中电化学是主流
碳中和趋势确定，能源结构转变如火如荼
为应对气候变化，过去两年多个国家将碳中和目标提上日程，全球低碳转型已经是确定性的趋势。
“碳达峰”、“碳中和”的实现必然伴随着能源结构的转变，低碳转型趋势下，以风电、光伏为代表的可再生能源发电量占比预计将快速提升，根据我们的测算结果：预计2030年全球光伏、风电分别新增装机604GW、195GW，其中国内分别为217GW、83GW；预计2050年全球光伏、风电分别新增装机1059GW、528GW，其中国内分别为547GW、215GW。
储能是能源结构转变中不可缺少的一环
风电、光伏等新能源由于其出力的不稳定性和难以预测性，导致发电侧与用电侧解耦，从而带来电力系统峰谷差扩大、频率越限频发、供电不稳定等一系列问题。从发电侧看，随着电力市场化进程的推进，电力投资运营商不再能以固定电价模式上网，在风、光大发时出现低电价甚至负电价；在傍晚光伏、风电出力急剧下降时，电网爬坡能力严重不足，给电力系统带来威胁。
从电网侧看，由于海外欧美国家等电力系统多为小电网私营性质，除大城市外，主网架结构较弱、老化严重，且电网投资不足，区域性停电事故频发。
从用电侧看，受激进的能源转型政策、战争等影响，出力稳定的煤电、核电份额逐步被压缩，导致欧美各国电价普遍上涨，欧洲已突破200欧元/MWh。
新型储能发展：中美欧三足鼎立
2021年，新型储能新增市场中，中、美、欧占主导，合计占全球市场的80%。其中，美国为最大单一市场，2021年新增容量达到3508.5MW。