歐洲戶用儲能需求情況如何？

經濟性驅動下，戶用儲能需求持續旺盛。

1.高電價成為歐洲戶儲發展催化劑

電價上漲催化 2022 年歐洲戶儲裝機躍升：2022 年以來，受到地緣沖突下各國相互制約的影響，歐 洲陷入能源緊缺局面，天然氣價格高位運行帶動電價快速上漲，根據可再生能源交易基礎設施提供 商 Level Ten Energy 的數據，2022 年可再生能源購電協議新簽價格最高超過 65 歐元/MWh，相比往 年約 45 歐元/MWh 的價格中樞有明顯漲幅。

在此背景下，得益于高電價差帶來的經濟性提升，歐洲 戶用光儲系統經濟性大幅提升，我們在 0.6 歐元/kWh 的居民電價水平下測算（假設貸款比率 50%， 貸款利率 3.60%，光伏系統成本 2.50 歐元/W，儲能系統 1.00 歐元/W，不考慮峰谷價差），戶用光 儲系統 IRR 可達到 18.52%，投資回報周期約 5.04 年，項目經濟性明顯且優于純光伏系統，若進一 步考慮峰谷價差，戶用光儲系統經濟性則還有望進一步提升。因此，歐洲戶用儲能市場規模在 2022 年開啟翻倍式增長，在 2021 年新增裝機約 2.29GWh 的基礎上，預計 2022 年歐洲有望實現接近 7GWh 的新增戶儲裝機，同比增長近 200%。

批發電價上行是推動居民電價上漲的直接原因：拆分居民電價結構，批發電價的上漲是推動本輪歐 洲居民電價升高的主要原因。以德國為例，根據當地能源和水工業協會的統計，2021 年至 2022 年 下半年，德國典型家庭的居民電價由 32.16 歐分/kWh 上漲至 40.07 歐分/kWh，漲幅為 24.60%；其中 批發電價由 7.93 歐分/kWh 上漲至 20.64 歐分/kWh，漲幅為 160.28%，是驅動本輪電價的上漲主要推 手；而可再生能源附加的取消一定程度對沖了批發電價的上漲，其余費用與附加則基本保持穩定。

場外交易與期貨交易是歐洲主要電力交易方式，但 EPEX 日前交易電價主導價格整體走勢：歐洲市 場電價主要在場外交易與期貨交易過程中形成。根據德國能源公司 E.ON 的數據，歐洲的場外電力 合約交易量占比超過 75%，這類交易方式由電力賣家與買家直接談判價格并簽訂購買合同，但由于 電力貿易商這一套利者的存在，場外與場內交易價格通常并無較大差異。而在能源交易所成交電量 中，以 2021 年的統計數據為例，EEX 期貨交易電量占到場內交易電量的 80.6%，EPEX 日前交易量 占比為 8.8%。盡管期貨交易電量占比更大，但其定價周期較長，而日前交易的價格實際上是期貨市 場、場外合約定價的參考基礎，因此日前交易價格很大程度決定了歐洲批發電價的走勢。

最優順序價格出清機制是推動居民電價上漲的催化劑：我們認為，盡管 EPEX 日前交易電量占總場 內成交電量的比例不足 10%，但作為期貨市場、場外合約定價的參考基礎，它在很大程度上左右了 歐洲批發電價的走勢。由于這一市場的成交價格采用了最優順序價格的出清機制，因此其統一成交 價格為最高的可成交報價，在能源緊缺背景下，化石能源成本提升帶動傳統火力發電機組所發電量 報價提升，進一步推高了批發電價水平。

歐洲日前交易市場針對不同電力品種形成一致出清價格，低邊際成本發電方式可獲得超額利潤： EPEX 日前交易采用擇優順序機制確定成交電價，出清價格為電力需求曲線與供給曲線的交點。具 體來說，盡管清潔能源發電、核電、燃煤發電、燃氣發電的邊際成本依次升高，但不同電力品種所 發的電量均可以按照電力供需平衡點上所確定的統一價格成交。通常，這一出清價格對應著傳統火 力發電品種的報價，因此在能源相對緊缺、天然氣等能源價格上行的背景下，批發電價有所上行， 可再生能源亦可獲得更高的超額利潤。

2.暴利稅限制與氣價回落并未抑制歐洲戶儲經濟性

歐洲政府征收“暴利稅”干預電價：鑒于能源危機導致終端用戶能源成本大幅上漲，歐洲政府亦開始 采取行動限制電價，2022 年 9 月歐盟發布緊急干預能源價格預案，提出：①減少用電需求，要求各 成員國減少 5%的高峰用電量、10%的總用電量；②對低成本機組設定 0.18 歐元/kWh 的市場化交易 電價上限；③對于 2022 年應稅利潤超過過去三年平均利潤 20%的石油、天然氣、煤炭、精煉行業 的企業，政府將對其 2022 年超額利潤（超過 20%的部分）進行征稅，比例不低于 33%。由于最終“暴 利稅”的具體征收方案由各國自行決定，已有十余個歐盟國家亦提出差異化方案限制過高電價。我們 認為，這一政策實際上只是對極端情況下的電價進行了價格限制，提案已針對 2022 年 1-8 月電價進 行 0.18 歐元/kWh 的限價模擬測算，得到限價后業主平均收入為 0.15 歐元/kWh 左右。

天然氣價格下行或帶動歐洲批發電價暫時回落，但天然氣供需關系或許導致氣價無法長期維持低位： 自 2022 年 9 月以來，根據世界銀行數據顯示，歐洲天然氣價格從 70.04 美元/百萬英熱單位的峰值進 入下降通道，2022 年 12 月，其價格已降至 36.04 美元/百萬英熱單位，但仍是 2020 年同期天然氣價 格的 6 倍有余。

我們認為，天然氣價格的有效控制是當地政府積極增加儲量、限制用量的結果，從 當前價格走勢來看，歐洲天然氣危機似乎已經逐步得到解決。但結合 2022 年歐洲 27 國天然氣消耗 量數據觀察，2022 年 1-11 月，歐洲 27 國各月天然氣消耗量同比下滑幅度從-5%到-27%不等，除去 暖冬天氣影響，我們認為供給緊張、價格高企以及政府對用電量的控制也在一定程度上抑制了當地 天然氣需求，部分與天然氣相關的生產生活活動并非處在正常開展狀態，因此這一價格的回落或許 并不能夠反映歐洲天然氣的真實供需關系。考慮到北溪天然氣管道的維修至少需要半年到一年工期， 在此期間歐洲天然氣供應量或較難恢復到以往水平以滿足當地居民的正常消耗，我們判斷，歐洲天 然氣危機真正得到合理解決或許需要更長時間。

盡管暴利稅限制與氣價回落有利于降低批發電價，但居民電價仍由供需關系決定：我們認為， 上述暴利稅限制與氣價回落均會在一定程度上降低歐洲市場的電力批發價格，但歐洲市場不同 于國內市場，居民電價走勢依然由供需關系決定。如若電價上限政策削弱了企業發電經濟性與 積極性，或天然氣供應量無法滿足正常發電消耗，電力市場將呈現出供不應求狀態。在此背景 下，即便成本端得到有效控制，歐洲居民用電的價格或仍將在市場化交易的規則下出現進一步 上浮，居民電價與批發電價價差或從當前 0.2-0.3 歐元/kWh 的基準上拉大，終端電價或仍處在 0.4 歐元/kWh 以上的較高水平。

光儲系統在 0.4 歐元/kWh 的終端電價水平上仍具備經濟性：我們在晚間用電量占比 60%，貸款比率 50%，貸款利率 3.60%，光伏系統成本 2.50 歐元/W，儲能系統成本 1.00 歐元/W，不考慮峰谷價差的 前提假設下，對歐洲戶用光儲系統經濟性進行了彈性測算，發現在 0.40 歐元/kWh 及以上的居民用 電價格水平下，光儲系統經濟性已開始超越純光伏系統，IRR 達到 6.5%，投資回報周期約 10.28 年， 若進一步考慮峰谷價差，戶用光儲系統經濟性則還有望進一步提升。因此我們判斷，上述暴利稅政 策與天然氣價格回落等因素并不影響歐洲家庭安裝戶用光儲系統的經濟性，當地需求高增長趨勢仍 有望延續。

3.需求高增長態勢有望延續

2023 年歐洲戶用儲能裝機量有望實現 13GWh，同比增速接近翻倍：基于前述分析，我們認為氣價 回落與暴利稅政策均未影響歐洲戶用儲能系統的經濟性。同時，在經歷過歐洲能源危機后，居民已 經形成對戶用光儲系統的認知和消費習慣，戶用儲能滲透率有望繼續提升。此外，在政策層面，德 國減免戶用儲能增值稅、意大利儲能稅收抵免額度退坡等利好亦將持續支持需求快速提升，我們測 算 2022-2023 年戶用儲能裝機量有望分別達到 6.72GWh、13.33GWh，同比增長 289.02%、98.33%。