近年来，全球各地的电价差异很大，有时甚至在一个国家内部也有很大差别，这取决于能源结构、地理位置和税收等因素。例如，在英国和奥地利，税收在家庭用户电价中占很大一部分。

截至2023年3月，意大利、英国和爱尔兰的家庭电价是全球最高的，意大利家庭的电价约为每千瓦时0.56美元，而英国的电价为每千瓦时0.46美元。相比之下，在法国和美国，居民支付的费用几乎少了三倍。中国的居民电价约为每千瓦时0.08美元，相对欧美较为便宜。

与此同时，由于原油和天然气产量巨大，伊朗、卡塔尔、俄罗斯和沙特阿拉伯等国的电价是世界上最便宜的。在这里，普通家庭每千瓦时的电费不到0.05美元。相比之下，严重依赖化石燃料进口发电的国家更容易受到市场价格波动的影响。例如，意大利和德国是欧洲最大的天然气进口国，天然气在这两个国家的电力结构中占有较高份额。

2022年5月，欧盟推出了一项“REPowerEU”能源计划，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，欧洲各国积极采用政府补贴、税收减免、融资支撑等多类型政策，推进新能源设备装机。

据SolarEurope统计，2021年欧洲户储新增装机容量2.29GWh，同比+106.8%，累计装机5.4GWh。2022年，欧洲新增户储TOP4分别为德国、意大利、英国、奥地利，其中德国仍然是欧洲户储装机量最高的地区，占比42%，意大利户储新增装机量占比有明显提升，占比27%。

从全球市场来看，2022年全球户储市场新增装机15.6GWh，同比增长136.4%，实现翻倍以上增长。从装机规模来看，欧洲、美国、日本、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%。

2023年，以德国为代表的欧洲国家电力价格有所回落，当前，欧洲大部分地区电价已修复至2021年水平，德意英电价在0.4欧元/kWh左右。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。

2023年，在欧洲储能市场中，德意占据近7成市场。据ISEA&RWTH Aachen University统计，2023年1-8月德国户储装机3.04GWh，同比+158.0%，表明欧洲户储市场依然强劲。

目前，德国针对户储的最新的主要支持政策有两条：一是《德国可再生能源法（EEG 2023）》：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。二是《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。

此外，南非、东南亚等新兴市场也具备强户储需求驱动因素，2023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。

美国

在储能政策方面，美国制定了长期发展目标，出台了相关政策法规，涉及支持储能在多应用场景的发展。美国的储能市场和商业模式的建设成熟完善，联邦政府出台的储能政策强调技术研究及经济手段推动规模化应用。

据美国能源信息署（EIA）统计，2023年1-7月，美国1MW及以上电池储能新增装机3.3GW，同比增长91%。其中，2023年7月，储能新增装机1.5GW，同比增长282%，环比增长46%。

据美国能源信息署（EIA）的计划装机储能项目统计，截止2023年7月底统计数据，至2024年计划1MW及以上电池储能新增装机容量达到18.6GW。其中，预计2023年8-12月计划储能装机6.3GW，2023年全年储能装机有望达到9.6GW，同比增长133%。预计2024年计划储能装机12.3GW，较2023年全年预计装机增长28%（此计划装机数据处于持续更新中）。

此外，据美国国家清洁能源协会（ACP）、WoodMackenzie统计，2023H1美国公用事业储能新增装机规模2.06GW/6.65GWh，同比增长8.4%/35.5%。其中，2023Q2美国公用事业储能新增装机规模1.51GW/5.10GWh，环比增长175%/229%。截至2023Q2，美国在开发中的公用事业储能项目共有260个，规模共计21.1GW/59.9GWh，几乎是2023Q1时的2倍。

另据Wood Mackenzie统计，2022年美国储能新增装机量为4.80GW/12.18GWh，同比+34.2%/11.8%。其中，2022年美国新增户储装机631MW/1537MWh，同比+45%/36%；23Q1为155.4MW/388.2MWh，同比+7%/+36%。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。

澳大利亚

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，主要是受地缘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。由于通胀、地缘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，2023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。

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。在补贴项目的支持下，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。

据了解，澳大利亚光照资源排名世界第一，在同等时间下，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，政府对户用光伏给与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。

户用光伏装机量高增，也为户储装机提供了基础。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%，折算的当年新增储能套数/光伏套数约15.0%，同比+7.0pct。根据Australia Energy Council统计，2022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。可以说，高电价与鼓励政策驱动，澳洲户储已经具备一定经济性。

东南亚

根据东盟地区十个国家的既定政策，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%。目前东南亚地区仍然以燃煤供电为主，东南亚的储能市场尚处于发展初期。据不完全统计，2022年全球新增投运新型储能项目中，东南亚市场仅占据全球市场的2%，比例较小，但2023年需求快速增长。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。

今年以来，因为厄尔尼诺的影响，对东南亚各国的供电发出了挑战，极端天气催化了东南亚地区的发电、用电矛盾。具体来看，以柴油、天然气、煤炭等燃料发电的泰国、菲律宾等国，由于发电燃料供应不足而导致了大规模限电、停电事件；以水力发电为主的越南，也因为干旱天气减少了发电量，无法支撑当地的生活、生产所需。

其次，随着平价光伏时代的到来，进一步刺激了东南亚投入“分布式屋顶光伏+户储”的电力自发自用发展模式。不仅如此，由于东南亚整体的电力设施较为脆弱，且部分群岛国家的电网形式以离网为主，加之海岛居民较为分散，架空线路规范性较差，屋顶光伏+户储的投入使用更能保障居民用电的稳定性。

政策方面，部分东南亚国家出台了相关屋顶光伏的安装优惠政策，拓宽了电力交易范围，一定程度上刺激了户用储能的装机需求。

具体来看，越南工贸部给予安装屋顶太阳能更多激励措施，包括免于获得电力运营许可证和电力企业注册证书、优先用于预算分配、免税或减税以及获得优惠利率的贷款等。再者，越南还计划于2030年实现50%的写字楼、居民住宅投入屋顶式太阳能使用。

菲律宾能源部计划简化屋顶光伏项目的要求和流程，以促进在商业、住宅和工业结构中扩建屋顶光伏设施。

马来西亚实施的净能源计量（NEM）计划，允许个人、办公楼、工厂安装太阳能光伏系统，在保证电力自发自用之外，多余的电量以电价抵扣的方式卖给电力公司增加收益。

南非

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。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年迄今情况进一步恶化，南非电力危机进入“灾难状态”，配储是保障用电的重要有效途径。在停电频发的情况下，南非家庭主动利用光储设备寻求用电保障。

2022年7月，南非政府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。

2023年2月政府发布高达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中国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，南非政府宣布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。

印度

从当前发展来看，印度是全球第三大电力生产国和消费国。2022年，印度深化电力部门改革，实施了通用网络接入，开放三级储备辅助服务市场，采用了新的偏差费用解决机制，全年可再生能源新增产能占比约90%。截至2022年底，印度全国总装机容量达41033.9万KW，其中可再生能源发电占40.7%。

目前，除部分经济发达地区可保障24小时供电，印度南部、东北部以及北部地区电力具有明显缺口，投资体量较大的产业园区大多计划自备电站，储能将成为电网系统的有力保障。

近日，印度政府发布了促进储能系统的指南，这可以加速该国电力和能源部门的脱碳，实现全天候可调度的可再生能源。除了改善边远地区能源接入和电网供应安全与稳，可再生能源还可以成为印度经济增长和发展的引擎，同时还可以为市场设计和技术标准设定参数。

在印度电力部发布的指南中，真正引人注目的是参考了印度中央电力局(CEA)关于未来几年印度需要部署多少储能系统的新模型。

印度中央电力局(CEA)即将发布的2023年电力部门评估估计，到2031年至2032年，电力部门的储能部署需求为73.93GW/411.4GWh。其中约三分之二装机容量将来自电池储能系统，其余来自抽水蓄能(PHES)发电设施。

这一数字远高于印度中央电力局(CEA)此前估计的到2030年约28GW/108GWh。印度储能联盟(IESA)的预测规模为160GWh以上，而创新智库Niti Aayog的预测规模为180GWh。这一部署水平将使印度的能源部门与该国的可再生能源目标保持一致，其中包括增加500GW非化石燃料发电设施(其中450GW是太阳能发电设施和风力发电设施)。

日本

2023年3月，日本公布了一项电网扩张总体规划，预计到2050年将投资6万亿～7万亿日元(450亿至550亿美元)，在未来几十年，日本将主要采用太阳能发电设施和风力发电设施的电力。并预计石油和液化天然气的价格将因此下降。

目前，日本电力交易所(JEPX)是亚太地区最成熟的批发能源市场之一，自从2005年开始运营。该国总电力需求的40%以上是通过现货市场实现的，该市场通过在一天中设置不同的电价以激励低成本使用。这使得电池储能系统可以在电价较低的时期采用电网的电力充电，在电力需求峰值期间（电价较高的时期）放电。这一过程使电池储能系统能够通过能源套利赚取收入。

同时，日本新的辅助服务市场将于2024年推出，并为储能系统提供额外的收入来源。一个新的低碳容量市场将允许持续时间为三小时的电池储能系统参与计划在2023年和2024年举行的拍卖，并于2027年或更早交付。希望这些容量合同能够降低商业风险，提高可融资性。

随着越来越多的电池储能市场进入市场，辅助服务市场的数量和价格可能会相互蚕食，从长远来看，对电池储能系统来说，将减少其最有价值的收入来源。日本的电力批发市场也存在一些风险，能源套利的溢价受到监管机构影响，目前尚不清楚监管机构将如何在未来10年设定其价格。

此外，日本的容量市场目前仅限于持续3小时的电池储能系统，其整体收入叠加的不确定可能使投资者对采购大型电池储能系统时持谨慎态度。

中东欧

在中东欧地区，目前只有少数几个没有补贴的市场采用电池储能系统，而且是逐步淘汰燃煤发电厂的关键。与其他更发达的市场相比，中东欧有很大的机会在更早的阶段塑造市场，因为在其他国家，储能系统必须适应以天然气发电为中心的市场设计。

但是，中东欧地区面临的一个主要挑战是，与西欧相比，该地区可获得银行贷款的电力买家仍然较少，虽然有更多的储能项目将获得融资，但远低于可再生能源发电设施。如匈牙利政府正在为市场参与者准备一项资金计划，以部署电池储能系统，目前已经为输电系统运营商完成了一项融资计划。