50亿澳元等于多少人民币(60万澳元等于多少人民币)-鸿图投资网

摘要：60万澳元等于多少人民币参考澳元对人民币的最新（2021-04-2100:10）汇兑牌价，600000澳元约等于3016140人民币。一澳币等多少人民币参考智能手机工具《Smart汇率换算器》，1澳大利亚元

60万澳元等于多少人民币

参考澳元对人民币的最新（2021-04-2100:10）汇兑牌价，600000澳元约等于3016140人民币。

一澳币等多少人民币

参考智能手机工具《Smart汇率换算器》，1澳大利亚元(AUD)=6.592人民币元(CNY)登陆《***联通沃商店》(网_址：store.wo.com.cn)，搜：Smart上面有截图和更详细的说明可参考。

一元人民币等于多少澳币

100澳元=648.11人民币,1人民币=0.15澳元

附件14：市场风险标准法计量规则20231101

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附件14：市场风险标准法计量规则

1.基于敏感度方法的资本要求由三部分加总：得尔塔资本要求、维伽资本要求及曲度资本要求。在加总资本要求时应考虑风险因子间与风险组间的相关性，以反映分散化效应。在金融压力时期相关性会上升或下降，商业银行应分别计算高、中、低三种相关性情景下的资本要求，并取资本加总口径的最大值作为基于敏感度方法下的市场风险资本要求。

2.违约风险资本计量参考银行账簿信用风险计量逻辑，并考虑同类风险暴露之间的对冲效应。

3.标的为奇异性资产的工具和承担其他剩余风险的工具均要计量剩余风险附加资本要求。

1.适用于敏感度方法的工具都应计量得尔塔风险。期权、可分拆嵌入衍生工具、划入交易账簿的含权类金融工具等现金流与基础资产价格为非线性关系的工具都应计量维伽风险。

2.对每个风险因子计算得尔塔（或维伽）敏感度。风险因子敏感度应使用线性插值法映射至各指定期限。相同风险因子中方向相反的敏感度相互抵消，得到每个风险因子的净敏感度。

3.得尔塔（或维伽）净敏感度与相应的风险权重相乘得到风险因子的加权敏感度。

4.风险组的得尔塔敏感度风险头寸（或维伽敏感度风险头寸）由风险组内加总得出，公式如下：

5.每一风险类别的得尔塔敏感度资本要求（或维伽敏感度资本要求）由风险组间加总得出，公式如下：

其中：

（1）是不同风险组间的相关系数。

（2）和分别为风险组b和风险组c内所有风险因子加权敏感度的简单加总，即,。

（3）若（2）中的和计算使得值为负数，则计算公式为，计算公式为。

（1）是同一风险组内的不同风险因子加权敏感度的相关系数。

（2）若，为向上冲击情景；若，为向下冲击情景；若，如果，为向上冲击情景，反之则为向下冲击情景。

（3）如果与都为负数，则取0，否则取1。

（1）是不同风险组间的相关系数。

（2）若在本附件第二部分（二）4（2）中为向上冲击情景，则，否则。

（3）如果与都为负数，则取0，否则取1。

1.每个风险组及风险类别应以高中低三种相关系数和分别计算相应的风险资本。

2.中相关系数按照本附件第二部分（四）到（十）确定。

3.高相关系数为中相关系数乘以1.25，上限为100%。

4.低相关系数应按照下列公式计算得出：

5.分别计算得出三种相关系数下所有风险类别的得尔塔敏感度、维伽敏感度及曲度敏感度资本要求之和，基于敏感度方法下的风险资本要求为三种情景中资本加总口径的最大值。

1.风险因子

（1）得尔塔风险因子包括：

a.由每种货币无风险利率曲线和期限定义的利率，期限为0.25年、0.5年、1年、2年、3年、5年、10年、15年、20年和30年。无风险利率曲线应以货币市场工具曲线或市场隐含的利率互换曲线构建，如隔夜指数互换曲线和银行间同业拆借利率互换曲线。当市场隐含的利率互换曲线数据不足时，可以使用给定货币的主权债券收益率曲线作为无风险利率曲线。标的不同、重定价日不同、同币种的在岸及离岸货币曲线应视作两条不同的曲线。

b.隐含通胀率曲线。当工具的现金流与通胀有函数关系时，应考虑通胀风险因子。期限结构不作为风险因子维度。

c.交叉货币基差曲线。交叉货币的基差风险因子是每种货币对美元或对欧元的基差，货币利率互换产品应考虑交叉货币基差因子。期限结构不作为风险因子维度。

（2）维伽风险因子是基于期权剩余期限和期权到期后基础资产剩余期限的期权隐含波动率。期权的基础资产是一般利率风险相关的工具。期限为0.5年、1年、3年、5年和10年。对于隐含通胀率曲线和交叉货币基差曲线，仅考虑期权剩余期限维度。

（3）曲度风险因子是每种货币的无风险收益率曲线，期限结构不作为风险因子维度。隐含通胀率曲线和交叉货币基差曲线无曲度风险资本要求。

2.敏感度

（1）得尔塔敏感度计算方法：在给定货币的无风险利率曲线上，给定期限上利率变化1个基点引起工具市场价值的变化量，再除以0.0001。公式如下：

其中：

a.是无风险利率曲线在期限t的利率。

b.是信用利差曲线在期限t的值。

c.是工具i的市场价值，为无风险利率曲线和信用利差曲线的函数。

隐含通胀率曲线与交叉货币基差曲线的得尔塔敏感度计算方法与无风险利率曲线一致。

（2）维伽敏感度等于维伽乘以期权的隐含波动率。

维伽是隐含波动率的微小变化引起的期权市场价值变化，其公式为：

维伽和隐含波动率出自风险管理部门的定价模型。维伽敏感度的计算无需考虑信用估值调整的影响。

对于没有到期期限的期权，应映射到最长期限10年。对于没有执行价格或障碍价格的期权，以及有多个执行价格或多个障碍价格的期权，应映射到期权定价时的执行价格和期限。

在计算一般利率风险和信用利差风险的维伽敏感度时，商业银行可采用对数正态分布或正态分布作为定价模型的分布假设；在计算股票、商品和汇率维伽敏感度时，商业银行应采用对数正态分布作为定价模型的分布假设。

（3）曲度敏感度计算详见本附件第二部分（二）。

3.风险组、风险权重、相关系数

（1）一般利率风险组以币种区分，同一货币的各条无风险利率曲线上面的所有风险因子均计入同一个风险组。

（2）得尔塔敏感度的风险权重如下：

a.无风险利率曲线上每个期限点的风险权重见表1。

b.通胀风险因子和交叉货币基差风险因子的风险权重为1.6%。

c.对于欧元、美元、英镑、澳大利亚元、日元、瑞典克朗、加拿大元以及人民币，商业银行可将风险权重除以。

（3）计算组内得尔塔敏感度风险头寸时，同一个风险组内的相关系数如下：

a.在同一风险组，同一期限维度，不同无风险利率曲线的情况下，相关系数为99.90%。

b.在同一风险组，不同期限维度但同一无风险利率曲线的情况下，相关系数见表2。

c.在同一个风险组，不同期限维度，不同无风险利率曲线的情况下，相关系数为表2中相关系数乘以99.90%。

d.隐含通胀率曲线与无风险利率曲线之间的相关系数为40%。

e.交叉货币基差曲线与无风险利率曲线、隐含通胀率曲线及其他交叉货币基差曲线之间的相关系数是0。

（4）计算得尔塔敏感度和维伽敏感度资本要求时，不同风险组间的相关系数为50%。

（5）维伽敏感度的风险权重为100%。

（6）计算维伽敏感度风险头寸时，同一个风险组内的相关系数计算公式如下：

其中：

a.等于。

b.等于。

c.α为1%。

d.（或）是维伽敏感度对应的期权剩余期限，以年为单位。

e.（或）是维伽敏感度对应的期权到期后基础资产的剩余期限，以年为单位。

（7）曲度敏感度的风险权重为给定风险因子的冲击幅度，等于每个风险组下最高的得尔塔风险权重。

（8）计算曲度敏感度风险头寸时，同一个风险组内的相关系数是对应的得尔塔相关系数的平方。

（9）计算曲度敏感度资本要求时，不同风险组间的相关系数是对应的得尔塔相关系数的平方。

1.风险因子

（1）得尔塔风险因子由发行主体信用利差曲线（债券和CDS）和期限确定。期限为0.5年、1年、3年、5年和10年。

（2）维伽风险因子是基于期权剩余期限的期权隐含波动率。期权的基础资产是发行主体的债券或CDS。期限为0.5年、1年、3年、5年和10年。

（3）曲度风险因子是发行主体信用利差曲线。

2.敏感度

（1）得尔塔敏感度计算方法：在给定的信用利差曲线上，给定期限上利率变化1个基点引起金融工具市场价值的变化量，再除以0.0001。公式如下：

3.风险组、风险权重、相关系数

（1）非证券化信用利差风险组以信用水平和行业分类维度划分，如表3所示。商业银行应将风险暴露划分到对应的风险组。其中，投资级别、高收益的认定应符合本办法附件25的要求。

我国主权机构可认定为投资级别。我国地方**、公共部门实体若无法获取主体评级，可使用债项评级作为信用水平判断依据。

对于经***金融监督管理总*或其派出机构验收通过实施信用风险内部评级法的商业银行，若无法取得发行主体的合格外部评级，可将内部评级映射到外部评级。商业银行应制定清晰的评级映射规则，至少每年检验一次映射规则的合理性，并留档备查。本附件中的合格资产担保债券应符合本办法附件2第十部分的相关要求。

（2）得尔塔敏感度风险权重见表4。同一风险组内不同期限的风险权重相同。

对于评级为AA-级或更高级别的合格资产担保债券，商业银行可将风险权重定为1.5%。

（3）对于除风险组16外的风险组，计算得尔塔敏感度风险头寸时，同一个风险组内的相关系数计算方法如下：

a.风险组1至风险组15，若发行人相同，则为1，否则为35%；若期限维度相同，则为1，否则为65%；若同为债券信用利差曲线或同为CDS信用利差曲线，则为1，否则为99.90%。

b.风险组17和18，若发行人相同，则为1，否则为80%；若期限维度相同，则为1，否则为65%；若同为债券信用利差曲线或同为CDS信用利差曲线，则为1，否则为99.90%。

（4）风险组16不适用组内相关系数。

风险组16的得尔塔和维伽风险敏感度头寸等于组内各风险因子加权敏感度的绝对值之和，公式如下：

风险组16的曲度风险敏感度头寸的计算公式如下：

（5）对于风险组1至18，计算得尔塔敏感度和维伽敏感度资本要求时，不同风险组之间相关系数的计算公式如下：

若风险组b、c位于风险组1至15，且发行主体信用水平不同（一组为投资级别，另一组为高收益/无评级），则为50%，其他所有情况下，为1。

对于风险组1至18，若风险组行业相同，则为1，若风险组行业不同，则按表5取数。

（6）维伽敏感度的风险权重为100%。

（7）计算组内维伽敏感度风险头寸时，同一个风险组内的相关系数计算公式如下：

其中：

a.是维伽风险因子与得尔塔风险因子的维度交集所对应的相关系数。

b.等于。

c.α为1%。

d.（或）是维伽敏感度对应的期权剩余期限，以年为单位。

（8）曲度敏感度的风险权重是给定风险因子的冲击幅度，等于对应的得尔塔风险权重。

（9）计算曲度敏感度风险头寸时，若发行人相同，则风险组内相关系数为1，否则为的平方。

（10）计算曲度敏感度资本要求时，风险组间相关系数为对应的得尔塔相关系数的平方。

1.风险因子

2.敏感度

3.风险组、风险权重、相关系数

（1）非相关性交易组合证券化信用利差风险组以信用水平和资产类型维度划分，如表6所示。商业银行应将风险暴露划分到对应的风险组。其中，投资级别、高收益的认定应符合本办法附件25的要求。在认定信用水平时，对于经***金融监督管理总*或其派出机构验收通过实施信用风险内部评级法的银行，若无法取得发行主体的合格外部评级，可将内部评级映射到外部评级。商业银行应制定清晰的评级映射规则，至少每年检验一次映射规则的合理性，并留档备查。

1.风险因子

2.敏感度

3.风险组、风险权重、相关系数

表8相关性交易组合证券化信用利差得尔塔敏感度的风险权重

（3）计算得尔塔敏感度风险头寸时，同一个风险组内的相关系数计算方法如下：

若发行人相同，则为1，否则为35%；若期限维度相同，则为1，否则为65%；若同为债券信用利差曲线或同为CDS信用利差曲线，则为1，否则为99.00%。

（4）计算得尔塔敏感度资本要求时，不同风险组之间的相关系数的计算与非证券化信用利差风险一致，详见本附件第二部分（五）3。

（5）维伽敏感度的风险权重为100%。

（6）计算维伽敏感度风险头寸时，同一个风险组内的相关系数计算公式详见本附件第二部分（五）3。其中，是维伽风险因子与得尔塔风险因子的维度交集所对应的相关系数。

（7）曲度敏感度的风险权重是给定风险因子的冲击幅度，等于对应的得尔塔风险权重。

（8）计算曲度敏感度风险头寸时，若发行人相同，则同一风险组内相关系数为1，否则为的平方。

（9）计算曲度敏感度资本要求时，不同风险组之间的相关系数为对应的得尔塔相关系数的平方。

1.风险因子

2.敏感度

3.风险组、风险权重、相关系数

（3）计算股票风险得尔塔敏感度风险头寸时，同一个风险组内的相关系数计算方法如下：

a.若发行人相同，股票价格和股票回购利率之间的相关系数为99.90%。

b.对于风险组1至风险组4，股票价格之间，以及股票回购利率之间的相关系数为15%。

c.对于风险组5至风险组8，股票价格之间，以及股票回购利率之间的相关系数为25%。

d.对于风险组9，股票价格之间，以及股票回购利率之间的相关系数为7.5%。

e.对于风险组10，股票价格之间，以及股票回购利率之间的相关系数为12.5%。

f.对于风险组12和风险组13，股票指数价格之间，以及股票指数工具回购利率之间的相关系数为80%。

g.若发行人不同，股票价格和股票回购利率之间的相关系数为上述b.至f.计算结果乘以99.90%。

（4）风险组11不适用组内相关系数。

风险组11的得尔塔敏感度和维伽敏感度风险头寸等于组内各风险因子加权敏感度的绝对值之和，公式如下：

风险组11的曲度敏感度风险头寸的计算公式如下：

（5）计算得尔塔敏感度和维伽敏感度资本要求时，不同风险组之间的相关系数如下：

a.对于风险组1至风险组10，相关系数为15%；

b.风险组11与其他风险组的相关系数为0；

c.风险组12与风险组13的相关系数为75%；

d.其他情况下相关系数为45%。

（6）维伽敏感度的风险权重如下：

a.对于风险组1至风险组8，以及风险组12至风险组13，风险权重为77.78%；

b.对于风险组9至风险组11，风险权重为100%。

（7）计算维伽敏感度风险头寸时，同一个风险组内的相关系数计算公式详见本附件第二部分（五）3。其中，是维伽风险因子对应的得尔塔风险因子相关系数。

（8）曲度敏感度的风险权重是给定风险因子的冲击幅度，等于对应的得尔塔风险权重。

（9）计算曲度敏感度风险头寸时，同一风险组内相关系数为对应的得尔塔相关系数的平方。

（10）计算曲度敏感度资本要求时，不同风险组之间的相关系数为对应的得尔塔相关系数的平方。

（九）商品风险

1.风险因子

2.敏感度

3.风险组、风险权重、相关系数

（1）商品风险组见表11。

（2）计算商品风险得尔塔敏感度风险头寸时，同一个风险组内的相关系数计算方法如下：

若期限维度相同，则为1，否则为99%；若交割地相同，则为1，否则为99.90%；若商品相同，则为1，否则按表12取数。

1.风险因子

2.敏感度

3.风险组、风险权重、相关系数

4.结构性外汇头寸

商业银行在计提汇率风险资本时可扣除结构性外汇头寸，扣除项同时适用于内部模型法和简化标准法。商业银行应为结构性外汇头寸制定风险管理政策并报送***金融监督管理总*或其派出机构，书面记录不计提资本要求的头寸金额以备审查。结构性外汇头寸存续期内资本要求的处理应保持一致，扣除期限至少为6个月。

结构性外汇头寸可来自以下事项：

1.指数型工具和多标的期权的计量

2.资产管理产品的计量

1.计算步骤

2.其他要求

1.违约风险的总头寸和净头寸

（4）剩余期限在1年以内风险暴露的违约风险，应按照1年内的时间等比例对多头/空头风险头寸进行期限调整，调整权重下限为1/4。股票的剩余期限可为3个月或1年以上。对于衍生工具敞口，应考虑衍生工具合约本身的期限而非标的工具的期限。

（5）同一债务人的风险暴露在如下情况下可以抵消：

a.对于同一债务人而言，多头和空头风险头寸可以抵消。抵消仅限于空头风险头寸的优先级不高于多头风险头寸的优先级，如股票的空头头寸可以抵消债券的多头头寸，但债券的空头头寸不能抵消股票的多头头寸。

b.风险暴露剩余期限大于1年的可全额抵消。

c.风险暴露剩余期限小于1年，应进行期限调整。

2.非证券化产品违约风险资本要求的计算

（1）非证券化违约风险组分为公司、主权和地方**。

（2）对冲效益比例(HBR)公式如下：

其中：

a.等于同一风险组下不同信用等级的所有违约风险净多头风险头寸简单加总。

b.等于同一风险组下不同信用等级的所有违约风险净空头风险头寸绝对值的简单加总。

（3）违约风险权重应根据非证券化工具发行主体的信用等级确定，权重设置见表14。

（4）每个风险组的违约风险资本要求计算公式如下：

其中：i为风险组b的金融工具。

（5）非证券化违约风险资本要求为各个风险组的资本要求简单加总。

1.违约风险的总头寸和净头寸

2.非相关性交易组合证券化违约风险资本要求的计算

（1）违约风险头寸是证券化风险暴露的市场价值。

（2）相同指数或系列的不同层级的证券化风险暴露之间不允许抵消，相同指数的不同系列的证券化风险暴露之间不允许抵消，不同指数的证券化风险暴露之间不允许抵消。

（3）除剩余期限外，其他属性都相同的证券化风险头寸可以抵消。抵消规则与非证券化一致，详见本部分（二）1（5）。对于指数型金融工具，若指数类型、序列和层级完全相同，证券化风险暴露可以在不同期限间抵消。通过分解能被完全复制的证券化风险暴露可以抵消。

（1）对于相关性交易组合证券化违约风险，每种指数为一个风险组。指数包括但不限于CDX北美洲IG、iTraxx欧洲IG、CDXHY、iTraxxXO、LCDX、iTraxxLevX、亚洲指数、拉美指数、其他地区指数、主要主权实体指数（G7和西欧）、其他主权实体指数等。

商业银行应将相关性交易组合证券化风险暴露划分到对应的风险组。定制化的证券化风险暴露划入定制层级所在的指数风险组。

（2）分层级的证券化违约风险权重根据本办法附件11中对应的风险加权资产权重除以12.5确定，剩余期限设为1年。无层级的证券化违约风险权重与非证券化的计算方法一致，详见本部分（二）2（3）。

（3）对冲效益比例(HBRctp)计算公式如下：

其中：

a.为所有风险组下不同信用等级的所有违约风险净多头风险头寸简单加总。

b.为所有风险组下不同信用等级的所有违约风险净空头风险头寸绝对值的简单加总。

（4）每个风险组的违约风险资本要求计算公式如下：

其中：i为风险组b的金融工具。

（5）相关性交易组合证券化违约风险资本要求等于各个风险组的资本要求的汇总，公式如下：

1.具有剩余风险的工具包括标的为奇异性资产的工具和承担其他剩余风险的工具，应单独计量剩余风险附加资本要求。

2.标的为奇异性资产的工具是指基础资产的风险暴露不在本附件得尔塔、维伽、曲度敏感度资本要求和违约风险资本要求范围内的交易账簿工具，包括但不限于长寿风险、气候风险、自然灾害、未来的实际波动率等。

3.承担其他剩余风险的工具至少符合下列要求之一：

4.承担其他剩余风险的工具包括但不限于受缺口风险影响的工具（如障碍期权、亚式期权、数字期权等），受相关性风险影响的工具（如一篮子期权、最优期权、利差期权、基差期权、百慕大期权和双币种(Quanto)期权等），受行为风险影响的工具。

5.当一个工具受到下一种或多种风险类型的影响时，这种影响本身不会导致该工具具有剩余风险：

6.如果与第三方交易可完全对冲原交易的剩余风险，则无需计量此两笔交易的剩余风险附加资本。例如，与原交易方向相反但其他要素相同的完全匹配的背对背平盘交易。

1.标的为奇异性资产的工具的剩余风险附加资本要求为名义本金乘以1.0%。

2.承担其他剩余风险的工具的剩余风险附加资本要求为名义本金乘以0.1%。若***金融监督管理总*或其派出机构认为上述剩余风险附加资本要求仍不够审慎，可要求商业银行在第二支柱下针对潜在资本不足风险计提附加资本。

3.剩余风险附加工具的计量范围，不得影响（增加或减少）应计提得尔塔、维伽、曲度敏感度资本要求或违约风险资本要求的风险因子范围。

ICCD

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户储报告：短期干扰不改优质赛道长期判断

欧洲去库，增速放缓，新兴市场接棒高增

全球户储市场22年新增装机15.6GWh，实现翻倍以上增长，中期内有望保持持续快速增长趋势。根据EVTank与伊维经济研究院，2022年全球家庭储能新增装机量达到15.6GWh，同比增长136.4%。随着全球能源转型战略的持续推进，用电供需存在时空错配问题，叠加电网老化、*部冲突、极端天气等问题加剧矛盾，驱使户用储能需求高增。同时，各国**对家庭储能进行大力支持，使得居民配储的经济性提升。我们认为以欧美为主要市场的全球家庭储能装机量将会继续保持上升的趋势。EVTank预计到2025年全球家庭储能新增装机量达到52.6GWh，23-25年CAGR为50.5%；到2030年新增装机量达到172.7GWh，26-30年CAGR为26.8%，届时全球家庭储能累计装机量将达到748.9GWh。

2022年欧美日澳新增户储装机规模合计占比约6成。欧洲、***、***、澳大利亚是全球最主要的户储市场，2022年新增装机占比合计约6成。2022年欧洲户用储能新增装机量5.68GWh，在全球市场占比高达36.4%。此外，南非、东南亚等新兴市场也具备强户储需求驱动因素，23年以来表现出高增态势，或为未来全球户储行业提供新增量。

欧洲：高电价+强政策，塑造户储经济性

欧洲储能市场主要由能源自控诉求及高经济性驱动。我们认为欧洲户储需求的核心驱动力在于对能源自主可控的诉求+欧洲高能源价格下户储的高经济性，我们预计随着23年去库逐步接近尾声，24年出货将重回快速增长。欧洲储能市场连续多年保持高速增长，德意占据近7成市场。根据SolarEurope，2021年欧洲户储新增装机容量2.29GWh，同比+106.8%，累计装机5.4GWh。根据EVTank与伊维智库数据，2022年欧洲新增户储装机量规模5.68GWh，同比增长147.6%。新增户储TOP4分别为德国、意大利、***、奥地利。根据EESA数据，2022年户储市场中德国仍然是欧洲户储装机量最高的地区，占比42%，但占比呈现下降趋势，同比-17pct，意大利户储新增装机量占比有明显提升，22年占比27%，同比+13pct。

高电价作“支点”，支撑户用光储需求

欧洲居民电价决定机制与构成：欧洲电力现货市场价格由能源供需决定，采取边际成本定价。在建立碳排放体制后，目前气电多为出清价格，所有中标机组电价按照气电价格结算，随其变化。居民侧不直接参与电力市场，由运营商/售电公司提供电价缓冲。居民直接与售电公司签订合约锁定付费方式，确定未来1-2年用电价格。从价格构成看，发电侧传导至用户侧还需要附加额外的输配电费、税费和增值税。根据HEPI2023年1-8月数据，欧洲各国平均用户侧电费中能源价格占比58%，输配电费占比23%，税费占比5%，增值税占比14%。

俄乌冲突扰乱欧洲天然气供应，欧洲电价飙升。2022年2月，俄乌冲突爆发。在此之前，俄罗斯曾经是欧洲最主要的天然气进口国。根据国际能源署EIA报道，2021年欧盟从俄罗斯进口天然气1550亿立方米，约占其天然气总进口量的45%，占欧盟总天然气消耗量的40%。而冲突爆发后，2022年前七个月，欧盟和***共28国从俄罗斯进口的天然气降低了40%。同年，欧洲遭遇罕见的酷暑寒冬。供应不足叠加用电需求激增，天然气期货价格和电力现货价格飙升。根据TradingEconomic统计，荷兰TTF月度口径下的天然气价格从2021年底的70.34欧元/MWh上升至2022年8月的239.91欧元/MWh；根据EMBER数据，欧洲28国平均日前批发电价也在8月达到414.68欧元/MWh。高昂电价和供应不稳下，2022年欧洲户储需求高增。

当前电价已修复至2021年水平，德意英电价在0.4欧元/kWh左右，户储仍具经济性。2022年9月后，欧洲开始对能源和电价进行调控，欧洲极端高电价有所改善，当前天然气价格与市场化交易电价均已恢复至21年水平。据HEPI报道，2023年8月欧洲27国平均终端电价为0.2591欧元/kWh，2022年户储新增装机量最多的三个***（德国、意大利、***）电价分别为0.38/0.39/0.43欧元/kWh，安装户储仍具有较高经济性。

LNG价格+运输成本或是欧洲气价长期的锚，远期均衡价格或高于冲突前。俄乌冲突后，俄管道气（PNG）供给大幅下降，欧洲的天然气供给高度依赖进口液化气（LNG）。从LNG与PNG价格本身特质来看，除俄乌冲突期间俄罗斯PNG管道气价格飙升阶段外，***LNG价格整体高于俄罗斯PNG，LNG价格+运输成本或是欧洲气价长期的锚。远期欧洲天然气均衡价格预计仍比俄乌冲突前要高，给户储需求提供支撑。

强政策作杠杆，放大欧洲户储经济性

为实现能源自主可控，达成碳中和的长期目标，欧洲多国采用多类型政策鼓励户储发展。虽然目前电价已恢复至冲突前水平，但是冲突中电价的异常走高暴露出了欧洲能源系统脆弱的本质。为此，欧盟2022年5月推出了一项“REPowerEU”能源计划，目标是在2030年之前摆脱对俄罗斯化石能源的依赖。该计划从“开源节流”两方面增强欧盟能源系统的韧性：一方面，欧盟将通过增加从非俄罗斯供应方进口液化天然气及管道天然气，另一方面，欧盟将通过提高能效、增加可再生能源和电气化程度。该计划中建议将2030年可再生能源占比目标提升至45%，在2023年的临时协定中，将最终目标定为42.5%。在欧盟决定的保证能源安全、促进可再生能源发展的大框架下，欧洲各国积极采用**补贴、税收减免、融资支撑等多类型政策，推进新能源设备装机。其中，分布式装机是重要组成，带来户用储能的额外需求。而就集中式储能来说，考虑到欧洲天然气占比较高，调节速度比较快且精确，大储需求还需要再确认。

德国：先发制人，组合拳出击支持户储。德国对户储的支持起源较早，采用融资、税收、补贴等多项政策组合。最早在2011年起，德国就通过德国复兴发展银行对购买光伏储能设备的单位或个人提供低息贷款，旨在支持家庭和企业安装储能系统。目前，德国针对户储的最新的主要支持政策有两条：1）《德国可再生能源法（EEG2023）》：针对户用光储，上调了余量上网电价，上网补贴最高可达13.4欧分/kWh。针对户用储能支付税费的装机上限由10kW提升至30kW。2）《2022年度税收法案》：德国免除了部分上网电价的所得税，免除小型屋顶光伏、储能系统的进口、购买、安装的19%增值税，简化了增值税免税流程。两项政策通过提升售电收益、降低系统成本的方式，降低了户用光储设备的回本周期，从而提升了德国户储的经济性。

意大利：Superbonus效果显著，疫情期间采纳沿用至今。意大利主要使用的户储政策Superbonus最早在2020年疫情期间采用，其中的Ecobonus包括针对家储设备110%的税收减免，退税补贴金额平摊至未来5年用于抵扣个税，相当于间接降低了户储的安装成本。Superbonus对户储装机量起到快速提振作用，根据SolarPowerEurope，意大利2021年户储装机321MWh，同增240%，意大利在2021年成为欧洲第二大住宅电池储能市场，与奥地利和***拉开了距离。由于其出色的激励作用，Superbonus经历了多次延期。2022年，Superbonus再次被延期，期限被延长到2025年，从2023年起逐步退坡。2023年后，补贴力度较前期下降了20%，但是根据AnnualTechnologyBaseline的测算，中性情境下，2023年户储电池成本较2020年大约将下降15.9%，电池成本的下降将一定程度减少补贴退坡的影响。

23年去库影响出货，24年有望回归快速增长

22年去库影响出货，23年以来欧洲户储安装量仍表现出强劲增长态势。23年随天然气价格下降，居民电价回落，叠加欧洲经销商持续去库存，拖累业绩表现，市场进而担心欧洲实际需求情况。但实际欧洲市场23年安装节奏仍表现出强劲态势。根据ISEA&RWTHAachenUniversity统计，23年1-8月德国户储装机3.04GWh，同比+158.0%。根据ANIE统计，23年一季度，意大利储能装机量1.09GWh，同比+296.0%。我们认为23年出货节奏放缓主要是去库带来的暂时性影响。

同电价历史时期户储安装量仍维持高速增长。根据HEPI，2023年8月欧洲27国电价指数185.80/气价指数166.52，与2022年年初水平接近，高于2021年及之前的水平。根据SolarpowerEurope历史数据，2021年欧洲户储新增户储装机规模2.294GWh，同增106.9%。当前电价/气价虽然较前期高点有下降，但储能回报率仍较高，考虑到相较2021年，当前产品准备更为多元，电池等原材料成本开始下降，用户教育更为充分，欧洲户储仍有较高增长动力。

欧洲储能市场主要由能源自控诉求及高经济性驱动，我们预计24年出货将重回快速增长。我们以市场上最典型的5kW光伏+10kWh储能系统产品为例，假设居民年用电量8000kWh，通过折算有光无储与有光有储两种情况下的支出情况，测算得到当欧洲地区终端电价在0.4EUR/kWh时，与有光无储相比，有光有储更具经济性（回本年数约为8年）。我们认为欧洲户储需求的核心驱动力在于对能源自主可控的诉求+欧洲高能源价格下户储的高经济性，我们预计随着23年去库逐步接近尾声，24年出货将重回快速增长。

远期稳态下测算，渗透率仍有非常大的提升空间。根据联合国数据，预计2022年欧洲人口数量达到7.5亿，我们假设平均每户人数2.5人，据此测算欧洲有3亿户家庭，屋顶数与家庭户数的比例为60%，远期户储渗透率为80%，有效屋顶数可达到1.44亿，在平均户储装机量10KWh/户、户储使用寿命10年的假设下，远期稳态下年增量可达144GWh，若户储规模增加，空间仍可上调。当前欧洲户储渗透率仍存在非常大的提升空间。

***：预防停电事故，政策加码经济性提升

备用电源需求与政策加码，房屋结构适合户用光储发展提供远期想象空间，我们看好***户储需求持续快速增长。***户储需求的底盘驱动因素在于***电网老化，***劣天气下容易发生停电问题，同时***最新的ITC、NEM3.0政策正在加码户储经济性。此外，***房屋结构以独栋为主，屋顶面积充裕，给户储需求足够的释放空间，未来户储增长可期。2022年***户储新增装机0.63GW/1.54GWh，加州、夏威夷装机量较高。据WoodMackenzie，2022年***储能新增装机量为4.80GW/12.18GWh，同比+34.2%/11.8%。其中，电网级/户用/工商业储能按能量容量计算的新增装机占比分别为86%/11%/3%，项目以表前大储为主，户储维持稳定增长。22年***新增户储装机631MW/1537MWh，同比+45%/36%；23Q1为155.4MW/388.2MWh，同比+7%/+36%。从地域分布情况来看，储能整体分布以加州和德州为主，就户储而言，加州、夏威夷装机量较高。

户用光储成家庭第二用电保障

***近年电网老化带来配储需求。根据CNBC和能源*报道，***大部分电网建于20世纪60和70年代，超70%以上的输电系统已经超过了25年(前期新能源占比较低时期，平均使用寿命50年)，在高负荷运转或者外部环境承压时，电网容易出现短路等状况，造成停电。这一点在极端天气发生频繁时更加显著。根据EIA统计，***2021年每用户经历停电7小时以上，其中，由于天气原因造成的停电长达5小时以上。根据DOE统计，***2022年停电390次，2023年上半年停电167次。根据NOAA，截至23年8月底，***今年已经发生23起单次造成影响超10亿美元的严重气象灾害，已超过2020年全年创下的纪录（22起）。在电网老旧和天气影响下，频繁的停电让***家庭用户寻求光伏和储能设备作为第二供电单位，为家庭持续用电提供保障。

IRA加码，***储能纳入ITC税反

TC补贴力度加强，减少前期对于补贴退坡的担心，***储能的初始建设成本大幅下降，支撑需求。2022年8月16日，拜登签署了总价值7,500亿美元的《通胀削减法案》（InflationReductionAct），于2023年起正式实施。根据该法案，***联邦**将提供3,690亿美元在企业生产能源的投资补助上从补贴时间及力度角度，ITC原计划于2022年开始退坡。IRA将ITC的时间期限延长至2035年。其中2022年-2032年新增户储用户可享受相当于设备成本30%的基础税收抵减（按照原计划23年补贴额度为22%），从2032年后，ITC将逐渐退坡。从补贴范围角度，此前涉及储能的税收抵减要求严格，只有与光伏系统同时安装且有75%时间的能源来自太阳能的储能才能申请税收抵减。IRA中首次将***储能纳入税收抵减范围，明确了大于3kWh的***储能也可以申请ITC抵减。IRA中针对ITC的补贴时间+补贴范围放宽，减少了前期对于补贴退坡的担心，***储能的初始建设成本大幅下降，支撑需求。

加州：SGIP长期补贴储能，NEM退坡反哺户储

SGIP项目75%总预算资金用于储能领域，约覆盖储能总成本20%左右。自2009年起，加州公用事业***会开始将储能纳入SGIP补贴范围，截止目前，储能项目已经是SGIP的主要补助对象，占总预算资金75%。现阶段SGIP由普通预算、平衡预算及平衡弹性预算三大***部分构成。普通预算中针对不同规模储能进行分轮次的补贴，补贴力度随轮次增加而下降，享受ITC的储能项目的补贴将被削减。2023年，加州额外增设9亿美元的SGIP计划，并计划将70%补贴于低收入用户，PG&E、SCE、SCG或SDG&E的户用储能用户最高可获得200＄/kWh的补助。按照Energysage的预测，以13.5kWh的TeslaPowerwall为例，补助约可以覆盖总成本的20%左右，与**的ITC补助一起可以覆盖总成本的39.0%~55.7%。

NEM2.0：带动户用光伏装机需求，弱化户用储能的经济性。NEM净电量计量法案的基本补贴逻辑是允许户用光伏用户将设备产生的多余电量送回电网，并按照送回电量转换为度电积分，供其在分布式发电能力无法满足用电需求时使用。在2022年加州NEM3.0通过之前，加州NEM2.0版本的净电量计量采用的是全额计价方式，每并网1度电即可获得同等的度电积分。在全额净计价的情况下，用户可将余量电力直接传输回电网，在需要时直接利用度电积分从电网获得相应电力。在这样的情况下，电网相当于提供了储能的作用，花费额外成本购置储能设备缺乏经济意义，更多的是起到保障用电安全的作用，导致***户用储能渗透进度低于户用光伏。截止2023年7月，加州储能累计装机和光伏累计装机的比值仅为1：15。

NEM退坡进行中，3.0版本较2.0版本对余量上网回收电价进行下调，光伏补贴力度下降。2022年底NEM3.0在CPUC全票通过，2023年4月以后安装的光伏设备将采用NEM3.0计费。NEM3.0较2.0版本，在对光伏的补贴力度层面有所下调。其中，最具影响力的改变在于其对余量上网电价的调整。NEM2.0的全额计价意味着余量上网电价约等于零售电价；而NEM3.0认为余量上网并非100%可减少公共事业公司发电，并基于这一前提对余量上网回收电价进行了调整。在NEM3.0中，余量上网电价由基础电价和额外收取电价组成，此外采用NEM3.0的客户还需要每月支付一份额外的固定费用（MandatoryResidentialrate）。基础电价的部分就一天中各时段电力供需关系紧张程度进行调整，额外收取电价部分将随年份逐年下调。新余量上网电价最高可能削减光伏系统75%-80%的经济性。

NEM3.0：平均电力回购价格预计下降75%，补贴下降反提升户储安装经济性。据加州太阳能和储能公司（CALSSA）协会报道，NEM3.0协议将导致加州的平均太阳能电力回购价格从度电0.30美元下调至0.08美元，相当于75%的下降。在此基础上，根据Energysage和NEM3.0提案的预测，在NEM3.0政策下仅购买户用光伏设备的回本周期将由原来的5-6年延长到9年左右。NEM3.0对于家庭用光伏的支持力度大大削减，而储能的经济性得以体现。由于基础电价随着一天中时间不同而变化，安装户储意味着用户可以在回购电价低的时候储存多余的电量，在电价高的时候向电网回输电力，波动性增加带来经济性提升。据NEM3.0提案预测，安装户储的回本周期最低可达6.98年，低于仅安装光伏的回本周期，配储经济性体现，我们预计2023年4月后安装的户用光伏配储比例将得到较大幅度提升。

借鉴夏威夷成功案例，NEM退出后户储渗透率加速提升。夏威夷15年取消NEM后，户储行业快速渗透。夏威夷是最早使用NEM政策的州之一，在2001年起开始利用NEM对户用光伏进行补贴。据***夏威夷公用事业***会统计，在NEM被使用后，夏威夷再生能源数量占所有能源的比例快速从2008年的9.4%提升至23.5%，其中太阳能发电占再生能源35%。自2015年之后，夏威夷开始逐步退出NEM，取而代之的是Grid-supply（CGSPlus）和SmartExport项目，两个项目相较NEM在补贴力度上都大幅下降，突出户储对余量电力存用上提供的弹性需求。2015年之后，夏威夷快速成长为***户储行业排名最靠前的几个州之一。2020年，根据USITC数据统计，夏威夷州户用储能装机量占***总装机量16%，仅次于加州（57%），排名全美第二。考虑到同年SEIA口径统计下，夏威夷光伏装机量在全美排名仅为第27名，侧面说明NEM政策的退出间接带动户用储能装机的增长。

加州光伏配储渗透率存在较大提升空间。自2015年之后，夏威夷开始退出NEM，此后五年配储比例有快速提升。据LBNL统计，2016年户储渗透率迅速从接近0提升到次年的20%左右，到2020年已经达到80%。而根据同样由LBNL最新的统计，2022年***表后市场新增光伏中，户用储能设备的渗透率为10%；夏威夷与加州新增光伏中储能设备的渗透率排名前二，但差距巨大。夏威夷州新增光伏中，储能设备渗透率依然遥遥领先其他各州，住宅渗透率为96%；加州排名第二，为11%，渗透率仍存在较大提升空间。目前，加州的NEM3.0模式在允许居民余电上网的同时在补贴力度上有所降低，同时用SPIG对户储需求进一步提振。我们认为加州配储有望模拟夏威夷前期发展趋势，户储渗透率或有大幅提升。

中期持续快速增长，远期增长空间广阔

备用电源需求与政策加码下，我们看好***户储市场持续快速增长。WoodMackenzie认为***户储市场中期内将保持快速上升态势，预计2027年户储装机量有望达到2.67GW/7.07GWh，据此测算2023-2027年CAGR分别达到33.4%/35.7%。

远期空间：***房屋结构具有天然优势，户储可利用屋顶面积高。户用光伏和储能设备通常被安装在家庭住房的屋顶上。因此，住房的类型、屋顶的面积大小等也直接决定了户储的安装难度和长期安装需求，相对来说，***住房比高层楼房单户房顶面积多，能够安装更多户储，结构也更适合当前的分布式户储设备。根据OECD，***2019年***住房和半***住房的占比接近70%，在统计的多个***中排行第6名。根据***经济分析*，2022年***人口3.34亿，我们保守估计独栋住房6000万套，按10%的渗透率、平均每户10kWh计算，户储容量约为600GWh，户储市场远期想象空间大。

澳洲：储/光装配比例高升，户储已具备经济性

高电价与鼓励政策驱动，澳洲户储已经具备一定经济性。澳洲分布式光伏累计装机量高，在此基础上，22年储能与光伏装配比例高速增长，主要是由于在能源价格提升及联邦太阳能和储能激励措施下，户储经济性显著提升。2022年澳洲户储市场快速发展。根据SunWiz统计，澳洲户储市场2022年实现新增装机47100台，装机容量589MVh，分别同比增长55.72%/76.88%。分区域来看，截止2022年，澳大利亚户储累计装机最多的三个州分别是新南威尔士州、维多利亚州和南澳大利亚，分别累计装机量（台数）占澳大利亚总装机量的28.7%/24.6%/19.0%；新南威尔士州、维多利亚州22年补助政策力度大，南澳大利亚州的屋顶光伏和表后VPP为配储提供稳健基础。

分布式光伏提供基础，户储渗透率快速提升

光照条件充足，政策环境优渥，滋养澳洲分布式光伏快速增长。根据国际能源网，澳大利亚光照资源排名世界第一，80%以上的地面光照强度超2000kW/(m^2*h)，意味着同等时间下，澳洲光伏设备能够产出的电能更多，每单位光伏发电成本更低。同时，**对户用光伏给与FIT补贴。在光照因素和政策因素双重利好条件下，澳洲户用光伏累计装机量高。截止2022年，小型光伏累计装机338.84万套，新增装机31.47万套，同比-16.63%。截止23年7月，澳洲小型光伏设备累计装机355.07万套，新增装机16.23万套。

分布式光伏为配储提供基础，配储比例快速提升。澳洲户用光伏装机量高，为户储装机提供基础，同时光伏装配比例创新高是户储装机增长的主要来源。根据Sunwiz统计，22年小型储能装机共4.71万台，折算的当年新增储能套数/光伏套数约15.0%，同比+7.0pct。根据AustraliaEnergyCouncil统计，22年有配储的小型光伏设备2.17万台，约占储能装机总数的46.0%，即对原有光伏设备配储的占比约为54.0%，约各占一半。

卖电便宜买电贵，户储高经济性凸显

多重不利因素影响煤炭和天然气价格，澳洲电价于22年Q2冲上峰值。根据澳洲能源监管部门（NER）的统计，澳洲大陆的电力现货价格在2022年第二季度冲上峰值，主要是受俄乌冲突下能源价格大幅攀升、拉尼娜现象驱动降雨致澳大利亚东海岸煤电厂持续停产等事件影响，煤炭和天然气供应都告急。22Q2昆士兰州、新南维尔州、维多利亚州、南澳大利亚州四州的电力现货价格分别达到344/321/241/280美元/MWh，同比+144.0%/148.8%/213.0%/263.4%。

23上半年澳洲电价处于环比上升阶段，AER预计下半年起电价上升20%~25%。尽管相较于22年，23年众多能源问题有所缓解，但是长期来看，煤炭和天然气供应仍存在不利因素，例如国际能源价格仍然偏高，Liddell发电站于23年4月关闭导致煤电减少，澳洲国内天然气供应逐渐减少等。根据AER统计，23Q2昆士兰州、新南维尔州、维多利亚州、南澳大利亚州四州的电力现货价格分别达到139/148/96/136澳元/MWh，同比-59.6%/-53.9%/-60.2%/-51.4%，虽然有所下降，但是均仍显著高于前期21年全年平均水平（72.63澳元/MWh）。由于通胀、俄乌冲突和电厂老化造成的批发价格上升，下半年电价或仍处于上升通道。根据AER，23年7月1日起，电价预计将有同比20%~25%的涨幅，主要影响对象是家庭用户和小商贩，或将直接刺激家庭储能安装需求。

卖电便宜买电贵，户储经济性凸显。此外，澳洲用户存在买电贵但卖电便宜的难题，因消纳问题突出，户用光伏上网电价一路下跌，从此前的0.5澳元/kWh已降至约0.1澳元/kWh，而从电网购电价格却维持较高位置，通过户用储能增加自用比例是提升经济性的有效手段，带动户储市场增长。

补助降低户储成本，虚拟电厂提供额外收益

澳洲多州为户储系统提供补助以降低安装成本。澳洲各州使用的政策多为直接提供购买回扣或者给屋主提供零息贷款用于购买储能设备。比如，维多利亚地区的住户2023年可申请最高8800美元的零息贷款，澳大利亚首都地区的住户可申请2000-15000美元的零息贷款，北领地的住户可获得400美元/kW，最高5000美元的补贴金，特斯马尼亚州屋主可申请500-10000美元零息贷款等。在这些补贴项目的支持下，家庭安装户储更具有可行性与经济性，过去几年户储安装量快速提升。

澳大利亚虚拟电厂以用户侧储能为主，VPP提供额外户储收益来源。2019年7月到2021年6月，澳大利亚开展了为期两年虚拟电厂参加电力市场的（连续）试点运行。根据BNEF，截止22年4月，澳洲累计虚拟电厂已经达到61个，以表后储能为主，主要的VPP提供商包括Tesla、Origin、SimpleEnergy、AEMO、南澳大利亚州**等。通过参与VPP项目，澳大利亚户储拥有者可以通过电力零售商进入电力批发市场，提供应急相应服务和辅助服务，从而获得购置折扣和一定额外收益。以SimpleEnergy的项目为例，用户参与VPP项目一年可获得778约668美元的电费补贴。通过参与VPP项目，澳洲家庭户储经济性进一步提升。

南非：电力供应严重***化，用电刚需自发配储

电力紧缺为居民生活造成严重影响，南非家庭选择主动配储以保障用电。与欧美地区不同，南非的户储发展主要来自于家庭的自发性，受政策驱动影响较小。南非传统电力供应为高度垄断下的卖方市场，受到多重不利因素影响，缺电问题短期内难以解决。停电频发的情况下，南非家庭主动利用光储设备寻求用电保障。

传统电力市场式微，家庭新能源接棒

煤电设备老化事故频出，Eskom陷入财务与运营危机，短期内电力紧缺问题难以解决。南非电力生产与供应结构以垂直一体化的***电力公司为主体、地方及企业自备电力为补充构成。国有电力公司Eskom，垄断南非90%+电力。Eskom煤电机组基本是20世纪80年代或之前建设，超50%的机组服役时间在35年以上，已经接近或超过预计使用年限40年，多年来煤电设备老化事故频出。同时，自2018年开始，Eskom的财务状况出现急剧***化，陷入融资困境。Eskom在2022财年末债务余额高达3891亿兰特（折合人民币约1600亿元），严重的财务危机使Eskom无暇投入维护更新设备、保障员工福利，设备状态加速***化、员工频繁罢工，南非电力供给不足现状短期难以解决。

电力危机进入“灾难状态”，配储是保障用电的重要有效途径。根据Eskom年报，南非2022年全年限电天数超过200天，停电时长高达1900小时。2023年迄今情况进一步***化。通过对EskomSePush和南非***能源监管*发布的公开数据分析，科学与工业研究***会（CSIR）认为，截止23年5月9日，为甩负荷实施的限电总量已经达到11597GWh，已经接近22年全年的水平（11839）。除了限电量增加之外，6级限电的小时数也明显增加。2023年截止至5月6级限电数为548小时，而2022年6级限电的小时数为166小时。南非电力危机进入“灾难状态”，缺电问题短时间内难以在***层面解决，当地居民自发配储以寻求用电保障。

电力危机与储能市场高增均具持续性

**可再生能源激励政策效果显著，国内逆变器出口额明显跃升。能源危机叠加受到发达***施压，**积极推进低碳转型和可再生能源投资。22年7月，南非**宣布豁免所有嵌入式发电（分布式自发电）许可证，并为屋顶太阳能引入上网电价（FiT）机制，用于激励太阳能电池组件所有者向电网出售多余电力。23年2月**发布高达40亿兰特(约合2.1亿美元)的光伏税务补贴，家庭用户安装屋顶光伏可以申请太阳能电池板购置成本25%的退税。两项政策起到明显激励作用，对应的政策出台时点***出口南非逆变器有两段明显的跃升。

政策刺激叠加电力危机，南非户储市场增长预计有可持续性。为了缓解电力危机，南非**宣布2023与2024年全国电价将分别调涨18.56%与12.74%，以此来抑制居民用电需求。从23年最新数据来看，23年1-7月***向南非出口逆变器累计31.08亿元，同比+487.7%；平均价格2152.0元/台，同比22年1-7月+105.6%，***出口南非逆变器价量双升。考虑到南非亦在跟随全球脚步逐步摆脱煤炭发电依赖，燃煤电站大规模建设受阻，电力问题短期无法解决，我们认为南非储能市场的高增速具有较好的持续性。根据世界银行预测，2020-2030年南非储能电池装机的年复合增速在34%-50%之间，在悲观/中性/乐观场景假设下，2030年南非储能电池装机量将达到5.2/9.7/15.9GWh。

东南亚：脆弱电网+极端天气激发用电矛盾

脆弱电网下，极端天气激化用电矛盾，储能市场快速增长。东南亚整体电力设施脆弱，且部分群岛***的电网形式以离网为主，加之海岛居民分散，架空线路规范性较差，整体电网情况都更适宜分布式屋顶光伏储能的发展。

市场处于发展初期，23年需求快速增长

市场处于发展初期，2022年东南亚储能市场占据全球市场的2%。目前东南亚地区仍然以燃煤供电为主。根据国际能源署的《2022年东南亚能源展望》报告，根据东盟地区十个***的既定政策，四分之三的增长需求将由化石燃料来满足，导致二氧化碳排放量增加35%。而东南亚的储能市场尚处于发展初期。据CNESA不完全统计，2022年全球新增投运新型储能项目中，东南亚市场占据全球市场的2%，比例较小。东南亚储能主力市场包括马来西亚、新加坡、越南、菲律宾、印度尼西亚等。

23年***向东南亚出口逆变器金额有较明显上升。23年市场需求有明显提升，从逆变器出口额来看，2023年1-7月，***向东南亚共出口逆变器16.80亿元，同比+86.7%。分***来看，***在东南亚的主要逆变器出口国分别为泰国、马来西亚、和菲律宾，1-7月出口额分别占总东南亚出口额33.7%/17.6%/14.4%。

东南亚电网设施脆弱，适宜分布式光储发展

厄尔尼诺气候影响下，东南亚深陷缺电危机。23年5-6月，在厄尔尼诺气候下，东南亚地区今年连续多日出现40度以上的罕见高温，导致居民用电需求猛增。同时，受高温和干旱影响，河流蒸发量变大，水电站无法获得足够的水位差，导致以水电为主的越南出力不足，发电量直接降低四分之三。越南南部电力公司（EVNNPC）宣布，包括北江省、北宁省在内，多个地区面临轮流停电的状况。此外，以柴油、天然气、煤炭等燃料发电为主的泰国、菲律宾等国，也由于发电燃料供应不足而导致了大规模限电、停电事件，对居民生活和生产活动造成了严重影响。

东南亚电网区域错配、发展不完全，人口分布分散，不利于集中式供电。从东南亚的电网建设角度来看，很多***缺乏完整、全国性覆盖的主干电网，欠偏远或发达地区缺乏完善的电力供应设施。同时从人口分布角度，东南亚人口分布不均匀，主要集中于沿海平原、大河两岸平原、河口三角地区和岛屿，雨林地带则人口稀少。海岛居民较为分散，导致集中式供电电站或电网的修建难度大，对远距离输送要求高，容易造成资金和能源的浪费。因此，分布式的户用光储更适合东南亚本地需求。

全球户储行业步入10-N发展阶段，户用储能设备向家电化趋势发展，国内厂商加快出海布*，提高产品质量、开发差异化功能吸引客户，全球市场份额或进一步提升。户储产品具有ToC属性，品牌、渠道是关键。分市场来看，欧、澳重视品牌，对外来企业相对友好，利润高，欧洲部分地区去库开始*部价格战；***偏好本土企业，市场相对封闭，进入难度大；南非和东南亚更重视性价比，价格敏感性高，门槛低，目前竞争格*未定。随着后续竞争加剧，我们预计行业洗牌后市场会向头部靠拢，稳态下户储行业优质企业仍能够维持高出国内市场平均5pct以上的毛利率水平。

市场格*：行业集中度低，品牌渠道是关键

市场格*相对分散，竞争加剧。户储供应商主要分为两类，一类是专业的系统集成商通过外采零部件进行集成组装，比如特斯拉、Sonnen；另一类是主要部件（电芯、PCS等）供应商通过外采其他部件，延长产业链至集成环节，如派能科技、LGES等。2020年全球家储品牌出货量CR5为50.2%，2021年为60.4%。家储零部件市场集中度相对较低，随着储能市场热度持续提升，大量企业涌入赛道，竞争加剧。***企业加大发力户储领域，全球市场份额有望进一步提升。对比2020年和2021年的市场格*，特斯拉、派能科技稳居行业前两名，市场份额有所提升。行业第三、第四已经从Sonnen、LGES易主为比亚迪、华为，***企业在户储市场上的份额快速提升。从家庭储能电池供应商来看，根据EVTank，宁德时代、鹏辉能源、派能科技和比亚迪四家***企业包揽2022年全球家庭储能电池出货量前四。考虑到***企业在整个光储产业链上的显著优势，后续随着户储市场体量快速增长，如若***企业在户储市场进一步发力，国内企业在全球户用储能市场份额有望进一步提升。

户储产品具有ToC属性，品牌与渠道是竞争关键。对于产品本身而言，循环次数、能量密度、安全性以及外观是客户购买产品时考虑的重要因素，而品牌往往是前三个因素的保障。对于系统集成商而言，即使电芯等关键部件非其自供，集成商为保护其品牌力也会对采购的零部件进行认真筛选。认可度较高的品牌能够在市场上获得一定的品牌溢价。同时，渠道也是竞争关键。由于客户对接的是安装商与集成商，其往往表现出较强的区域优势，所以在各个市场的渠道布*尤为关键。

分市场：市场情况有别，企业各显神通

欧洲、澳洲：准入相对友好，品牌认可度高

欧洲和澳洲户储市场价格敏感性低，利润空间宽裕。从经济环境考虑，欧、澳经济相对发达，居民收入高，可以承担较高非必要消费；从产品经济性考虑，欧、澳终端电价高企，**提供支持，户储经济性强；从认证角度考虑，欧、澳洲认证体系完善，主要认证包括欧盟CE、欧洲VDE、澳洲CEC等，对户储质量和技术参数有高要求。三方面影响下，比起价格，居民用户更加关心产品质量，欧洲市场竞争的重心不在价格，而在于产品品牌及性能，因而进入后的利润空间相对也比较充裕。欧洲和澳洲市场品牌认可度高，不排斥优质的非本土品牌。欧洲以户储装机量最高的德国和意大利为例，根据EuPDResearch，2022年上半年，德国出货量最高的前五大集成商包括比亚迪（24%）、Sonnen（23%）、SENEC（15%）、E3/DC（14%）、沃太能源（6%）；根据IHSMarkit，意大利2021年出货量最高的前五大集成商包括派能（24%）、华为（20%）、比亚迪（12%）、LGES（12%）、古瑞瓦特（10%）。就澳大利亚而言，沃太能源是其最主要的户储系统提供商，2022年被Sunwiz评为澳洲第一的储能集成商，安装量占比23%。

***多家企业已经在欧澳户储市场取得亮眼表现。系统集成商方面，华为、比亚迪、派能科技等已经在欧洲占据领先地位，沃太能源成为澳洲市场份额第一的户储系统提供商；电池供应商方面，2022年全球家庭储能电池企业出货量前十名中有七家***企业，包括宁德时代(含新能安)、鹏辉能源、派能科技等；PCS供应商方面，锦浪科技、固德威、古瑞瓦特等多家***企业在海外实现大量出货。

***：市场门槛高，利润空间大

*****力求发展、扶持本土品牌，相对封闭，***企业进入难度较大。2022年，***能源部能源效率和可再生能源办公室（EERE）发布了《发展***光伏制造产业链》白皮书，指出在***发展太阳能制造，生产和销售太阳能组件，需要**提供资金支持，以抵消***生产成本高出30%至40%的影响。基于此目标，IRA政策中存在针对本土制造的提供补助，即若在***开采、生产或制造的零部件占总户储总成本的比例不低于规定的调节百分比（2023年为40%，之后逐年提升至2025年的55%），即可额外获得10%的补助。***企业认证门槛高、周期长、费用高。***对品牌认知度高，Enphase和特斯拉集成商品牌深入人心。根据Energysage统计，Enphase和特斯拉在***户储市场集成龙头地位稳固，很多人宁愿花高价买本国品牌，也不想买质优价廉的外来品牌。LGES由于起火事故大规模召回产品，21年以来市占率持续下滑，在此过程中Sunpower、SolarEdge和FranklinWH等品牌涌入，占据了一定的市场份额。***市场一体机趋势明显，集成商市场集中，同样加大了***企业渠道铺设的难度。***企业进入***市场更多是通过切入供应链的方式，竞争关键或在于能否顺利取得认证并获得品牌认可。

南非、东南亚：门槛低，价格敏感性高

南非和东南亚等新兴市场门槛低、价格敏感性高。亚非拉地区经济发展水平不及欧美，同时户储经济性相对较差，安装需求更多源于用电刚需，户储市场发展走的是偏低端路线，对性价比的要求高。认证方面，南非、东南亚等地区设置的门槛也更低。综合来说，南非和东南亚属于新兴发展中市场，对新品牌接受度高，但是对价格更为敏感，市场毛利率相对欧***家较低且易受市场竞争策略影响。南非和东南亚市场处于发展初期，格*未定。随着欧洲户储需求放缓，以欧洲为大本营的户储企业开始看向新兴市场。南非市场方面，德业股份布*较早，依靠中建材与SunSynk，在市场竞争中占据优势地位；鹏辉能源、博力威等也表示公司在南非市场进展不错。东南亚市场方面，已有诸多逆变器和电池企业在东南亚设厂或成立分公司建立销售渠道。

新趋势：纵横拓展，扩大版图

纵向延伸：逆变器企业一体化布*

户用逆变器企业复用品牌与渠道优势向储能电池业务进军。户储设备是以电池和逆变器为核心的储能系统，电池在储能系统中价值量高，逆变器企业由于掌握渠道与品牌优势，通过外采/自制储能电芯向储能电池业务拓展，打造一体化布*。储能电池搭配公司储能逆变器销售，不需要重新拓展渠道，实现品牌、渠道的复用与变现，业务扩展逻辑顺畅，市场蛋糕丰厚。目前，德业股份、古瑞瓦特、固德威、艾罗能源等均已经向储能电池业务进军。

一体机是解决安装商瓶颈的有效手段，实现效率优化。一体机将PCS、储能电池整合到一起，定位类似于冰箱等家电，模块化设计，便于安装。分体机为传统的PCS与储能电池分开安装的系统，多数安置于墙上，安装程序较复杂。据LG，其RESUPrime一体机相比传统户储系统所需安装人员从2-3人降至1-2人，且无需专车运输。

一体机已形成户储行业新趋势，多方企业涌入赛道。一体机外观简洁高端，具有家电的消费品属性，利于储能品牌树立高端形象，对企业整体毛利率提升效果明显，以三晶股份为例，公司20/21年一体机占储能业务收入45/90%，储能业务毛利率25.2/39.9%。目前一体机主要玩家为集成商（电芯、逆变器均为外购，如Sonnen）、逆变器厂商（外购电芯，自造或外购pack，具有电力电子技术优势，如固德威、科华数据）、电芯厂商（电芯成本高企，厂商可压低成本，如比亚迪）。

横向拓展：瞄准工商业及大储市场

向全场景“一站式”储能解决方案供应商迈进。在海外市场增速放缓的背景下，户储企业开始瞄准增长势头正旺的工商业储能及大型储能。几乎所有户储企业都推出了工商业储能解决方案，包括派能科技、古瑞瓦特、德业股份、锦浪科技、首航新能源、固德威、沃太能源、科士达等企业均已发布了工商业储能产品。2023年以来同样有一些户储企业推出了大储新品。其中，首航新能源发布了SOFARPowerMaster集中式储能系统解决方案，固德威也推出了UT系列地面电站解决方案。此外，派能科技于2022年底推出了大容量长寿命铝壳储能电池并成功实现商用，着力突破大储市场。

我们认为户储企业或可切入工商业储能及海外大储市场，国内大储市场较难。我们认为由于工商业储能、海外大储与户用储能同为ToC模式，渠道、品牌为核心竞争要素，户储企业在向工商业储能、海外大储迈进的过程中，可以采用部分相似的营销与管理策略，利用掌握的渠道优势，顺利切入。而国内大储市场是ToB模式，市场竞争激烈，公司背景与成本是关键，海外户储企业在这两方面可能均不具备优势，业务开展难度较大。

盈利能力：市场向头部靠拢，境外将高于境内

我们预计行业洗牌后市场会向头部靠拢。2021-2022年间，派能科技、沃太能源、艾罗能源三家户储企业境外毛利率均处于31%-36%之间。我们预计后续市场竞争加剧，行业整体平均毛利率水平或有下降。相比于电池，逆变器属于非标品，故障率高，寿命低，需建设海外售后服务点，提升满足客户需求的能力，大厂商渠道更广、品牌力更高、售后服务更完善。龙头企业渠道、品牌壁垒较高；同时规模效应下制造成本下降空间更大、费率水平更低，我们认为行业洗牌后市场会向头部企业靠拢。考虑到市场经济性、品牌、价格敏感性等，我们认为境外市场稳定毛利率还能保持较高水平。考虑到境外市场整体储能产品安装的经济性较高，用户看重产品品牌，对于产品价格敏感度低，预计远期品牌力强的产品仍能在境外市场获得溢价。我们对比了部分企业的境内外毛利率情况，2021年宁德时代、阳光电源境外毛利率比境内高出约8pct，2022年收窄到4-5pct；而派能科技2021/2022年这一差值分别为25.8/21.1pct，随着后续行业竞争加剧，我们认为差值或将收窄。

对比成熟的家电行业：我们选取发展相对比较成熟的家电行业进行对比，家电企业做境外业务主要有出口自有品牌、海外并购、ODM/OBM/OEM代工三种模式。我们通过对比发现，选择自有品牌模式的乐歌股份、安克创新、石头科技、星徽股份能够在境外获得更高的毛利率，我们计算四家企业2018-2022年境外与境内的毛利率差值均值为10.65pct。同时，由于能够选择以自有品牌打海外市场的公司产品具有较强的产品力，其整体毛利率通常也处于较高水平。户储产品在一定程度上具有家电属性，国内储能产业链发展国际领先，具有强产品力与品牌力，随着后续行业竞争加剧，我们认为稳态下户储行业优质企业仍能够维持高出国内市场平均5个百分点以上的毛利率水平。

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