欧洲户用储能市场空间及驱动因素有哪些？

欧洲储能装机结构以户用为主，户储市场近年持续增长。

1.户储市场维持高增长，德国为装机主力

与美国、中国以大型储能装机为主的模式不同，欧洲储能装机以户 用为主，2021 年户用储能占欧洲储能装机的 46%。从户储装机量来看，根据SolarPower Europe 2021 年 11 月发布的《欧 洲户储市场展望 2021-2025》，2020 年欧洲户储新增装机量 1.07GWh，2015-2020 年复合增长率 55%；SolarPower Europe的乐观估计下，2021 年欧洲户储市场规模 1.82GWh，较上年增长 70%。2022 年上半年虽无市场规模更新数据，但 GGII 调研显示，上半年户用家储所需电池模块和变流器需求火爆，产品交期拉长30%~80%不等，侧面反映了市场增势强劲。

德国是欧洲户储装机主力，2021年市场规模达 13亿欧元。从区域市场结构来看，德国目前是欧洲户用储能装机主力，2020 年户储装机 749MWh，占欧洲总装机的 70%。根据德国联邦储能协会 BVES 测算，2021 年德国户用储能市场规模达到 13 亿欧元，累计装机 43万台；BVES 预计 2022 年德国户储累计装机量将突破 50 万台大关，折合装机规模 2.5GW/4.4GWh。

2.驱动因素：政策鼓励、高电价推动，经济性驱动欧洲户储高成长

（一）能源战略引领，政策鼓励欧洲户储推广

碳中和与能源独立两大目标推动下，欧洲大力发展可再生能源。

碳中和：欧洲是全球双碳战略的引领者之一，在践行减碳节能方面走在全球前列。2021 年 7 月 14 日，欧盟发布“Fit for 55”一揽子计划，以实现 2030 年温室气体排放较 1990 年减少 55%、2050 年实现碳中和的目标。“Fit for 55”一揽子 计划中的《可再生能源指令》（Renewable Energy Directive，RED II）设定了 2030年可再生能源占比需达 40%的目 标，大力推进可再生能源投资。

能源独立：欧洲对能源进口依赖性强，2020 年欧盟近 60%的能源需求由净进口满足；俄罗斯是欧洲能源进口的主要来 源国。俄乌冲突催化下，欧洲意图摆脱对俄罗斯能源的依赖。2022 年 5 月，欧盟委员会公布“REPower EU”计划，力求通过可再生能源装机、用户侧节能、寻找新的能源供应国等方式，寻求能源独立。“REPower EU”将欧盟 2030 年 的可再生能源目标由 40%提高到 45%，进一步鼓励可再生能源装机。

户用光伏及储能系统，是欧洲可再生能源发展一大重点。欧洲重视个体/家庭用户作为能源生产者的潜力。2019 年起，欧洲 推出“为所有欧洲人提供清洁能源”（Clean energy for all Europeans）一揽子计划，补贴个人能源投资、完善电力市场设 计，旨在“使个人消费者更容易生产、储存或销售自己的能源；提高账单透明度和选择灵活性，保障消费者权利”。个人/家 庭用户可再生能源投资的主要形式即为户用光伏和配套的储能系统。发展户用光伏有助于充分利用家庭屋顶资源，并推动个 人资金进入可再生能源领域，进一步提高可再生能源渗透率；而配备储能有助于提高用户自发自用的比例，减小输配电能量 损耗和电网调度压力，是政策鼓励的发展方向之一。

储能系统是实现“自消费”的关键，政策鼓励户用储能推广。与集中式可再生能源发电不同，户用光伏发电规模小而分散， 主要用于满足“自消费”（Self-consumption）而非上网售电需求。“自消费”可理解为两层含义： 一是电力的自行生产，即允许终端用户生产电力，从电力消费者（consumer）的身份转变为“产消者”（“prosumer”）； 二是电力的自发自用，即自行消纳所发电量，提高自用电量在自发电量中的比例。 户用光伏系统承担电力自行生产的功能，它仅在白天发电，而家庭用户用电高峰主要在夜间，安装储能系统可大幅提高自用 率。欧洲现行政策中，对户用储能起推动作用的主要有“净计费”和投资补贴两方面政策。

“净计量”和“净计费”是户用光伏用户余电补偿方式的两种主要类型。户用光伏发电出力曲线和家庭用户用电的负荷不完 全匹配，用户在发电出力不及负荷时需要从电网购电，无法消纳发电量时则需要将余电上网。对于用户未使用的余电，电网 主要有两类补偿方式：一种称为“净计量”（Net-metering），采用能量流的形式对余电进行补偿；另一种则称为“净计费”（Net-billing），采用资金流的形式对余电进行补偿。 净计量：用户可根据向电网输送的电量，从自己的电费账单中扣除一部分，只为消费的“净”电量付费。若当月用电 量小于发电量，未使用的部分可转换为信用额度，用于在未来一定时限内（例如一年）抵消用电电费。净计量模式下， 余电以用电电价（或一定比例，如 80%）计价，但无法提现。 净计费：用户自发电不满足使用时，以终端用电电价从电网购电使用；未使用的电量以上网电价入网，实时计费，抵 扣用电支出。各国净计费采用的上网定价各不相同，可以为FiT（经补贴的可再生能源上网电价）、FiP（市场上网电价 +补贴）、市场上网电价等，低于用户用电电价；且补贴部分正逐步退出，用户用电电价和上网电价之间价差持续拉大。

净计量模式下用户储能需求不明显，净计费模式为配储“自发自用”实现经济性提供基础。“净计量”模式可有力促进用户 自行生产电力，但对电力的自行消纳无促进作用；而“净计费”模式下用户具备配储“自发自用”的动力。 净计量政策对用户自发电的补贴程度最大，用户配置户用光伏的动力强，可以有效鼓励用户自行生产电力；但这一模 式相当于将用户不匹配需求的发电量“存储”在电网侧，由电网承担电力调度和储存的责任，用户配储动力较弱。净计费模式下，由于上网电价通常低于用电电价，用户仅配备户用光伏的收益有限，需要通过配置储能系统，来尽可 能提高自行消纳的比例。在高用电电价的情况下，随着储能系统度电成本逐渐下降，用户配置储能系统满足电力需求 的做法展现出较好的经济性。

目前欧洲主要市场已均采用“净计费”政策，现行“净计量”的国家也存在退出计划，光伏配储有望进一步成为刚需。目前 欧洲户储装机的主要市场包括德国、意大利、英国、奥地利等，均采用净计费政策；采用净计量政策的国家包括比利时、丹 麦、荷兰、葡萄牙等。“净计量”政策对户用光伏装机的激励作用明显，但其补贴额度较高，难以持续，在分布式新能源较 为成熟的市场，“净计量”已呈现退出趋势。 波兰曾使用净计量政策鼓励户用光伏装机，但其净计量政策已于今年退出； 比利时 10kW 以下的户用光伏系统采用“净计量”，但部分地区宣布将退出净计量政策； 荷兰相关部门 2020 年提出一项议案，计划以每年 9%的幅度退出净计量，但尚未通过；目前，业界正在重新讨论退出 净计量政策的具体节奏。 随着“净计量”进一步退出，家庭用户提高电力自用率的需求迫切，需要为户用光伏配置储能系统，通过电力自发自用实现 经济性。

各国推出户储投资补贴政策，降低用户初始投资成本。除了退出净计量、采用净计费并逐渐降低并网补贴外，德国、意大利 等国家部分地区也推出一定的政策补贴，鼓励家庭用户配储。

（二）用电成本高企，经济性驱动欧洲户储走上快车道

节约电费支出是家庭电力用户购置储能系统的核心驱动因素。欧洲家庭用电价格高昂，2021 年下半年以来，受天然气涨价 影响，欧洲各国电价高涨，家庭用户电价进一步水涨船高，用户实现能源自给的意愿强烈。户储装机可大幅节约用户电费支 出，装机经济性逐渐凸显，驱动户储市场迅速爆发。 天然气价格高涨，大幅推升欧洲电价。2021 年下半年以来，欧洲天然气批发价格不断攀升。2022 年初以来，在俄乌冲突等 事件催化下，欧洲天然气批发价格一度达到历史高位。欧洲各国电价随之高涨，截至 2022 年 6 月，德国、意大利、希腊等 国批发电价涨幅已超过 200%，达到 250 欧元/MWh 以上。IMF 估计，能源价格的飙升将使 2022 年欧洲家庭的生活成本平 均提高近 7%。

欧洲“择优顺序”定价机制下，电力批发价格与天然气价格高度相关。欧洲主要的电力交易市场清算价格基于“择优顺序曲 线”（Merit order curve）确定。交易所根据各发电机组报价由低到高排列，价低者优先成交，直至累计交易量满足该时段电 力需求。最后成交的“边际机组”报价即为市场统一的交易价格。风、光等可再生能源和核电机组发电的边际成本最低，优 先成交；在核电和煤电机组退出、可再生能源发电出力稳定性和可调度性不足的情况下，天然气发电机组成为了欧洲绝大部 分电力市场交易中的“边际机组”，欧洲电力现货价格与天然气价格基本挂钩。根据 IMF 的测算，自 2021 年第 1 季度以来， 欧洲批发电价的涨幅中 90%源于天然气价格上涨，而其余的 10%可由欧盟排放交易体系（ETS）中较高的碳价格解释。

受高税收、能源附加费等影响，家庭用户用电价格水平更高，显著高于户用光储度电成本。除批发电价和电力公司毛利外， 家庭用户用电价格还包括电网费、各项税费等组成部分，购电成本高昂。以德国为例，2020 年家庭用户（年电力消耗量 3500kWh 以下）电价平均为 32 欧分/kWh，其中批发电价+毛利、电网输配电费用各占 1/4，而可再生能源附加、增值税、 电力税等各项税费共计占家庭用户用电价格的一半以上。2020 年，欧洲 8 个电价最高的国家中，税费占电价 30%及以上的 有 7 个。天然气价格居高不下、电网和税费存在一定刚性的情况下，欧洲家庭用户电价已明显高于户用光储度电成本。

户用光储系统具有优良的经济性。我们参照 BVES 在 2021 年发布的一篇政策报告中采用的假设，假设用户采用 8kW 光伏 系统，全年发电量 8000kWh；配备 5kW/10kWh 储能系统；用户全年用电量 6000kWh。用电价格 0.37 欧元/kWh（BDEW 测算，2021.4-2022.4 德国家庭平均电价），上网电价 0.09 欧元/kWh（SolarPowerEurope 数据）。在上述假设下，户用光储 系统的投资回收期为 4.81 年，20 年使用周期（第10 年再次进行储能电池投资）IRR 为 19%，已具有优良的经济性。

敏感性分析：政策补贴可以有力提升户储经济性；电价即使回落，户储仍具备经济性。若考虑补贴等因素，相同电价情况下， 光储系统初始投资成本每降低 1000 欧元，IRR 提升约 3%，投资回收期约减少 0.4 年。根据前文提及的政策，10kWh 储能 系统在部分地区可获得 1000-3000 欧元的补贴，使户储经济性进一步凸显。若考虑后续天然气价格企稳或电费改革使居民 电价回落，在系统成本不变的情况下，电费降低到€0.25/kWh 时投资回收期 6.81 年，用户仍将具有配储动力。