欧洲户用储能需求情况如何？

经济性驱动下，户用储能需求持续旺盛。

1.高电价成为欧洲户储发展催化剂

电价上涨催化 2022 年欧洲户储装机跃升：2022 年以来，受到地缘冲突下各国相互制约的影响，欧 洲陷入能源紧缺局面，天然气价格高位运行带动电价快速上涨，根据可再生能源交易基础设施提供 商 Level Ten Energy 的数据，2022 年可再生能源购电协议新签价格最高超过 65 欧元/MWh，相比往 年约 45 欧元/MWh 的价格中枢有明显涨幅。

在此背景下，得益于高电价差带来的经济性提升，欧洲 户用光储系统经济性大幅提升，我们在 0.6 欧元/kWh 的居民电价水平下测算（假设贷款比率 50%， 贷款利率 3.60%，光伏系统成本 2.50 欧元/W，储能系统 1.00 欧元/W，不考虑峰谷价差），户用光 储系统 IRR 可达到 18.52%，投资回报周期约 5.04 年，项目经济性明显且优于纯光伏系统，若进一 步考虑峰谷价差，户用光储系统经济性则还有望进一步提升。因此，欧洲户用储能市场规模在 2022 年开启翻倍式增长，在 2021 年新增装机约 2.29GWh 的基础上，预计 2022 年欧洲有望实现接近 7GWh 的新增户储装机，同比增长近 200%。

批发电价上行是推动居民电价上涨的直接原因：拆分居民电价结构，批发电价的上涨是推动本轮欧 洲居民电价升高的主要原因。以德国为例，根据当地能源和水工业协会的统计，2021 年至 2022 年 下半年，德国典型家庭的居民电价由 32.16 欧分/kWh 上涨至 40.07 欧分/kWh，涨幅为 24.60%；其中 批发电价由 7.93 欧分/kWh 上涨至 20.64 欧分/kWh，涨幅为 160.28%，是驱动本轮电价的上涨主要推 手；而可再生能源附加的取消一定程度对冲了批发电价的上涨，其余费用与附加则基本保持稳定。

场外交易与期货交易是欧洲主要电力交易方式，但 EPEX 日前交易电价主导价格整体走势：欧洲市 场电价主要在场外交易与期货交易过程中形成。根据德国能源公司 E.ON 的数据，欧洲的场外电力 合约交易量占比超过 75%，这类交易方式由电力卖家与买家直接谈判价格并签订购买合同，但由于 电力贸易商这一套利者的存在，场外与场内交易价格通常并无较大差异。而在能源交易所成交电量 中，以 2021 年的统计数据为例，EEX 期货交易电量占到场内交易电量的 80.6%，EPEX 日前交易量 占比为 8.8%。尽管期货交易电量占比更大，但其定价周期较长，而日前交易的价格实际上是期货市 场、场外合约定价的参考基础，因此日前交易价格很大程度决定了欧洲批发电价的走势。

最优顺序价格出清机制是推动居民电价上涨的催化剂：我们认为，尽管 EPEX 日前交易电量占总场 内成交电量的比例不足 10%，但作为期货市场、场外合约定价的参考基础，它在很大程度上左右了 欧洲批发电价的走势。由于这一市场的成交价格采用了最优顺序价格的出清机制，因此其统一成交 价格为最高的可成交报价，在能源紧缺背景下，化石能源成本提升带动传统火力发电机组所发电量 报价提升，进一步推高了批发电价水平。

欧洲日前交易市场针对不同电力品种形成一致出清价格，低边际成本发电方式可获得超额利润： EPEX 日前交易采用择优顺序机制确定成交电价，出清价格为电力需求曲线与供给曲线的交点。具 体来说，尽管清洁能源发电、核电、燃煤发电、燃气发电的边际成本依次升高，但不同电力品种所 发的电量均可以按照电力供需平衡点上所确定的统一价格成交。通常，这一出清价格对应着传统火 力发电品种的报价，因此在能源相对紧缺、天然气等能源价格上行的背景下，批发电价有所上行， 可再生能源亦可获得更高的超额利润。

2.暴利税限制与气价回落并未抑制欧洲户储经济性

欧洲政府征收“暴利税”干预电价：鉴于能源危机导致终端用户能源成本大幅上涨，欧洲政府亦开始 采取行动限制电价，2022 年 9 月欧盟发布紧急干预能源价格预案，提出：①减少用电需求，要求各 成员国减少 5%的高峰用电量、10%的总用电量；②对低成本机组设定 0.18 欧元/kWh 的市场化交易 电价上限；③对于 2022 年应税利润超过过去三年平均利润 20%的石油、天然气、煤炭、精炼行业 的企业，政府将对其 2022 年超额利润（超过 20%的部分）进行征税，比例不低于 33%。由于最终“暴 利税”的具体征收方案由各国自行决定，已有十余个欧盟国家亦提出差异化方案限制过高电价。我们 认为，这一政策实际上只是对极端情况下的电价进行了价格限制，提案已针对 2022 年 1-8 月电价进 行 0.18 欧元/kWh 的限价模拟测算，得到限价后业主平均收入为 0.15 欧元/kWh 左右。

天然气价格下行或带动欧洲批发电价暂时回落，但天然气供需关系或许导致气价无法长期维持低位： 自 2022 年 9 月以来，根据世界银行数据显示，欧洲天然气价格从 70.04 美元/百万英热单位的峰值进 入下降通道，2022 年 12 月，其价格已降至 36.04 美元/百万英热单位，但仍是 2020 年同期天然气价 格的 6 倍有余。

我们认为，天然气价格的有效控制是当地政府积极增加储量、限制用量的结果，从 当前价格走势来看，欧洲天然气危机似乎已经逐步得到解决。但结合 2022 年欧洲 27 国天然气消耗 量数据观察，2022 年 1-11 月，欧洲 27 国各月天然气消耗量同比下滑幅度从-5%到-27%不等，除去 暖冬天气影响，我们认为供给紧张、价格高企以及政府对用电量的控制也在一定程度上抑制了当地 天然气需求，部分与天然气相关的生产生活活动并非处在正常开展状态，因此这一价格的回落或许 并不能够反映欧洲天然气的真实供需关系。考虑到北溪天然气管道的维修至少需要半年到一年工期， 在此期间欧洲天然气供应量或较难恢复到以往水平以满足当地居民的正常消耗，我们判断，欧洲天 然气危机真正得到合理解决或许需要更长时间。

尽管暴利税限制与气价回落有利于降低批发电价，但居民电价仍由供需关系决定：我们认为， 上述暴利税限制与气价回落均会在一定程度上降低欧洲市场的电力批发价格，但欧洲市场不同 于国内市场，居民电价走势依然由供需关系决定。如若电价上限政策削弱了企业发电经济性与 积极性，或天然气供应量无法满足正常发电消耗，电力市场将呈现出供不应求状态。在此背景 下，即便成本端得到有效控制，欧洲居民用电的价格或仍将在市场化交易的规则下出现进一步 上浮，居民电价与批发电价价差或从当前 0.2-0.3 欧元/kWh 的基准上拉大，终端电价或仍处在 0.4 欧元/kWh 以上的较高水平。

光储系统在 0.4 欧元/kWh 的终端电价水平上仍具备经济性：我们在晚间用电量占比 60%，贷款比率 50%，贷款利率 3.60%，光伏系统成本 2.50 欧元/W，储能系统成本 1.00 欧元/W，不考虑峰谷价差的 前提假设下，对欧洲户用光储系统经济性进行了弹性测算，发现在 0.40 欧元/kWh 及以上的居民用 电价格水平下，光储系统经济性已开始超越纯光伏系统，IRR 达到 6.5%，投资回报周期约 10.28 年， 若进一步考虑峰谷价差，户用光储系统经济性则还有望进一步提升。因此我们判断，上述暴利税政 策与天然气价格回落等因素并不影响欧洲家庭安装户用光储系统的经济性，当地需求高增长趋势仍 有望延续。

3.需求高增长态势有望延续

2023 年欧洲户用储能装机量有望实现 13GWh，同比增速接近翻倍：基于前述分析，我们认为气价 回落与暴利税政策均未影响欧洲户用储能系统的经济性。同时，在经历过欧洲能源危机后，居民已 经形成对户用光储系统的认知和消费习惯，户用储能渗透率有望继续提升。此外，在政策层面，德 国减免户用储能增值税、意大利储能税收抵免额度退坡等利好亦将持续支持需求快速提升，我们测 算 2022-2023 年户用储能装机量有望分别达到 6.72GWh、13.33GWh，同比增长 289.02%、98.33%。