歐洲戶用儲能市場空間及驅動因素有哪些？

歐洲儲能裝機結構以戶用為主，戶儲市場近年持續增長。

1.戶儲市場維持高增長，德國為裝機主力

與美國、中國以大型儲能裝機為主的模式不同，歐洲儲能裝機以戶 用為主，2021 年戶用儲能占歐洲儲能裝機的 46%。從戶儲裝機量來看，根據SolarPower Europe 2021 年 11 月發布的《歐 洲戶儲市場展望 2021-2025》，2020 年歐洲戶儲新增裝機量 1.07GWh，2015-2020 年復合增長率 55%；SolarPower Europe的樂觀估計下，2021 年歐洲戶儲市場規模 1.82GWh，較上年增長 70%。2022 年上半年雖無市場規模更新數據，但 GGII 調研顯示，上半年戶用家儲所需電池模塊和變流器需求火爆，產品交期拉長30%~80%不等，側面反映了市場增勢強勁。

德國是歐洲戶儲裝機主力，2021年市場規模達 13億歐元。從區域市場結構來看，德國目前是歐洲戶用儲能裝機主力，2020 年戶儲裝機 749MWh，占歐洲總裝機的 70%。根據德國聯邦儲能協會 BVES 測算，2021 年德國戶用儲能市場規模達到 13 億歐元，累計裝機 43萬臺；BVES 預計 2022 年德國戶儲累計裝機量將突破 50 萬臺大關，折合裝機規模 2.5GW/4.4GWh。

2.驅動因素：政策鼓勵、高電價推動，經濟性驅動歐洲戶儲高成長

（一）能源戰略引領，政策鼓勵歐洲戶儲推廣

碳中和與能源獨立兩大目標推動下，歐洲大力發展可再生能源。

碳中和：歐洲是全球雙碳戰略的引領者之一，在踐行減碳節能方面走在全球前列。2021 年 7 月 14 日，歐盟發布“Fit for 55”一攬子計劃，以實現 2030 年溫室氣體排放較 1990 年減少 55%、2050 年實現碳中和的目標。“Fit for 55”一攬子 計劃中的《可再生能源指令》（Renewable Energy Directive，RED II）設定了 2030年可再生能源占比需達 40%的目 標，大力推進可再生能源投資。

能源獨立：歐洲對能源進口依賴性強，2020 年歐盟近 60%的能源需求由凈進口滿足；俄羅斯是歐洲能源進口的主要來 源國。俄烏沖突催化下，歐洲意圖擺脫對俄羅斯能源的依賴。2022 年 5 月，歐盟委員會公布“REPower EU”計劃，力求通過可再生能源裝機、用戶側節能、尋找新的能源供應國等方式，尋求能源獨立。“REPower EU”將歐盟 2030 年 的可再生能源目標由 40%提高到 45%，進一步鼓勵可再生能源裝機。

戶用光伏及儲能系統，是歐洲可再生能源發展一大重點。歐洲重視個體/家庭用戶作為能源生產者的潛力。2019 年起，歐洲 推出“為所有歐洲人提供清潔能源”（Clean energy for all Europeans）一攬子計劃，補貼個人能源投資、完善電力市場設 計，旨在“使個人消費者更容易生產、儲存或銷售自己的能源；提高賬單透明度和選擇靈活性，保障消費者權利”。個人/家 庭用戶可再生能源投資的主要形式即為戶用光伏和配套的儲能系統。發展戶用光伏有助于充分利用家庭屋頂資源，并推動個 人資金進入可再生能源領域，進一步提高可再生能源滲透率；而配備儲能有助于提高用戶自發自用的比例，減小輸配電能量 損耗和電網調度壓力，是政策鼓勵的發展方向之一。

儲能系統是實現“自消費”的關鍵，政策鼓勵戶用儲能推廣。與集中式可再生能源發電不同，戶用光伏發電規模小而分散， 主要用于滿足“自消費”（Self-consumption）而非上網售電需求。“自消費”可理解為兩層含義： 一是電力的自行生產，即允許終端用戶生產電力，從電力消費者（consumer）的身份轉變為“產消者”（“prosumer”）； 二是電力的自發自用，即自行消納所發電量，提高自用電量在自發電量中的比例。 戶用光伏系統承擔電力自行生產的功能，它僅在白天發電，而家庭用戶用電高峰主要在夜間，安裝儲能系統可大幅提高自用 率。歐洲現行政策中，對戶用儲能起推動作用的主要有“凈計費”和投資補貼兩方面政策。

“凈計量”和“凈計費”是戶用光伏用戶余電補償方式的兩種主要類型。戶用光伏發電出力曲線和家庭用戶用電的負荷不完 全匹配，用戶在發電出力不及負荷時需要從電網購電，無法消納發電量時則需要將余電上網。對于用戶未使用的余電，電網 主要有兩類補償方式：一種稱為“凈計量”（Net-metering），采用能量流的形式對余電進行補償；另一種則稱為“凈計費”（Net-billing），采用資金流的形式對余電進行補償。 凈計量：用戶可根據向電網輸送的電量，從自己的電費賬單中扣除一部分，只為消費的“凈”電量付費。若當月用電 量小于發電量，未使用的部分可轉換為信用額度，用于在未來一定時限內（例如一年）抵消用電電費。凈計量模式下， 余電以用電電價（或一定比例，如 80%）計價，但無法提現。 凈計費：用戶自發電不滿足使用時，以終端用電電價從電網購電使用；未使用的電量以上網電價入網，實時計費，抵 扣用電支出。各國凈計費采用的上網定價各不相同，可以為FiT（經補貼的可再生能源上網電價）、FiP（市場上網電價 +補貼）、市場上網電價等，低于用戶用電電價；且補貼部分正逐步退出，用戶用電電價和上網電價之間價差持續拉大。

凈計量模式下用戶儲能需求不明顯，凈計費模式為配儲“自發自用”實現經濟性提供基礎。“凈計量”模式可有力促進用戶 自行生產電力，但對電力的自行消納無促進作用；而“凈計費”模式下用戶具備配儲“自發自用”的動力。 凈計量政策對用戶自發電的補貼程度最大，用戶配置戶用光伏的動力強，可以有效鼓勵用戶自行生產電力；但這一模 式相當于將用戶不匹配需求的發電量“存儲”在電網側，由電網承擔電力調度和儲存的責任，用戶配儲動力較弱。凈計費模式下，由于上網電價通常低于用電電價，用戶僅配備戶用光伏的收益有限，需要通過配置儲能系統，來盡可 能提高自行消納的比例。在高用電電價的情況下，隨著儲能系統度電成本逐漸下降，用戶配置儲能系統滿足電力需求 的做法展現出較好的經濟性。

目前歐洲主要市場已均采用“凈計費”政策，現行“凈計量”的國家也存在退出計劃，光伏配儲有望進一步成為剛需。目前 歐洲戶儲裝機的主要市場包括德國、意大利、英國、奧地利等，均采用凈計費政策；采用凈計量政策的國家包括比利時、丹 麥、荷蘭、葡萄牙等。“凈計量”政策對戶用光伏裝機的激勵作用明顯，但其補貼額度較高，難以持續，在分布式新能源較 為成熟的市場，“凈計量”已呈現退出趨勢。 波蘭曾使用凈計量政策鼓勵戶用光伏裝機，但其凈計量政策已于今年退出； 比利時 10kW 以下的戶用光伏系統采用“凈計量”，但部分地區宣布將退出凈計量政策； 荷蘭相關部門 2020 年提出一項議案，計劃以每年 9%的幅度退出凈計量，但尚未通過；目前，業界正在重新討論退出 凈計量政策的具體節奏。 隨著“凈計量”進一步退出，家庭用戶提高電力自用率的需求迫切，需要為戶用光伏配置儲能系統，通過電力自發自用實現 經濟性。

各國推出戶儲投資補貼政策，降低用戶初始投資成本。除了退出凈計量、采用凈計費并逐漸降低并網補貼外，德國、意大利 等國家部分地區也推出一定的政策補貼，鼓勵家庭用戶配儲。

（二）用電成本高企，經濟性驅動歐洲戶儲走上快車道

節約電費支出是家庭電力用戶購置儲能系統的核心驅動因素。歐洲家庭用電價格高昂，2021 年下半年以來，受天然氣漲價 影響，歐洲各國電價高漲，家庭用戶電價進一步水漲船高，用戶實現能源自給的意愿強烈。戶儲裝機可大幅節約用戶電費支 出，裝機經濟性逐漸凸顯，驅動戶儲市場迅速爆發。 天然氣價格高漲，大幅推升歐洲電價。2021 年下半年以來，歐洲天然氣批發價格不斷攀升。2022 年初以來，在俄烏沖突等 事件催化下，歐洲天然氣批發價格一度達到歷史高位。歐洲各國電價隨之高漲，截至 2022 年 6 月，德國、意大利、希臘等 國批發電價漲幅已超過 200%，達到 250 歐元/MWh 以上。IMF 估計，能源價格的飆升將使 2022 年歐洲家庭的生活成本平 均提高近 7%。

歐洲“擇優順序”定價機制下，電力批發價格與天然氣價格高度相關。歐洲主要的電力交易市場清算價格基于“擇優順序曲 線”（Merit order curve）確定。交易所根據各發電機組報價由低到高排列，價低者優先成交，直至累計交易量滿足該時段電 力需求。最后成交的“邊際機組”報價即為市場統一的交易價格。風、光等可再生能源和核電機組發電的邊際成本最低，優 先成交；在核電和煤電機組退出、可再生能源發電出力穩定性和可調度性不足的情況下，天然氣發電機組成為了歐洲絕大部 分電力市場交易中的“邊際機組”，歐洲電力現貨價格與天然氣價格基本掛鉤。根據 IMF 的測算，自 2021 年第 1 季度以來， 歐洲批發電價的漲幅中 90%源于天然氣價格上漲，而其余的 10%可由歐盟排放交易體系（ETS）中較高的碳價格解釋。

受高稅收、能源附加費等影響，家庭用戶用電價格水平更高，顯著高于戶用光儲度電成本。除批發電價和電力公司毛利外， 家庭用戶用電價格還包括電網費、各項稅費等組成部分，購電成本高昂。以德國為例，2020 年家庭用戶（年電力消耗量 3500kWh 以下）電價平均為 32 歐分/kWh，其中批發電價+毛利、電網輸配電費用各占 1/4，而可再生能源附加、增值稅、 電力稅等各項稅費共計占家庭用戶用電價格的一半以上。2020 年，歐洲 8 個電價最高的國家中，稅費占電價 30%及以上的 有 7 個。天然氣價格居高不下、電網和稅費存在一定剛性的情況下，歐洲家庭用戶電價已明顯高于戶用光儲度電成本。

戶用光儲系統具有優良的經濟性。我們參照 BVES 在 2021 年發布的一篇政策報告中采用的假設，假設用戶采用 8kW 光伏 系統，全年發電量 8000kWh；配備 5kW/10kWh 儲能系統；用戶全年用電量 6000kWh。用電價格 0.37 歐元/kWh（BDEW 測算，2021.4-2022.4 德國家庭平均電價），上網電價 0.09 歐元/kWh（SolarPowerEurope 數據）。在上述假設下，戶用光儲 系統的投資回收期為 4.81 年，20 年使用周期（第10 年再次進行儲能電池投資）IRR 為 19%，已具有優良的經濟性。

敏感性分析：政策補貼可以有力提升戶儲經濟性；電價即使回落，戶儲仍具備經濟性。若考慮補貼等因素，相同電價情況下， 光儲系統初始投資成本每降低 1000 歐元，IRR 提升約 3%，投資回收期約減少 0.4 年。根據前文提及的政策，10kWh 儲能 系統在部分地區可獲得 1000-3000 歐元的補貼，使戶儲經濟性進一步凸顯。若考慮后續天然氣價格企穩或電費改革使居民 電價回落，在系統成本不變的情況下，電費降低到€0.25/kWh 時投資回收期 6.81 年，用戶仍將具有配儲動力。