储能系统--户用储能欧洲市场（三）

五、户用市场地域分析

2022年以来，全球能源供需格局进入调整阶段，越来越多的国家将储能列为加速其清洁能源转型的必选项。根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）数据，2022年全球新增投运电力储能项目装机规模30.7GW，同比增长98%，其中新型储能投运规模达到20.4GW。中国、欧洲和美国继续引领全球储能市场发展，三者合计占全球市场的86%。

根据中金公司预测，2023年全球储能需求有望达到189GWh，同比增长超60%。美国、中国、欧盟成为全球三大储能市场。国际能源署预测未来5年全球储能装机容量将增长56%，到2026年达到270GW左右

根据EESA预测，2023年全球主要国家预计新增户储装机12GWh以上；2022年全球户用储能系统（电池）出货量约为24.4GWh，新增装机规模7.38GWh，其中CR5（德、意、日、美、澳）占比75.6%

中国与海外在储能产业市场机制上存在差异，国内电力市场化仍在探索

美国、欧洲、澳大利亚等拥有更成熟的储能市场机制，共性特征在于放开电价管理并建立竞价机制，让储能主体从电价波动中获得商业利益。中国的电力市场化和新型储能参与市场方式还有优化空间。新型储能只有广泛深度参与电力市场，才能充分发挥多元化价值。

2022年是储能出海元年，之前海外储能市场一直被日韩品牌占据，随着海外储能市场需求火爆，国内储能企业纷纷出海，目前海外储能市场已经成为国内储能企业创收贡献最大的市场。根据已发布2022年度报告的储能上市企业数据，多数储能相关企业营收获得两位数增长，其中宁德时代、亿纬锂能、派能科技等企业营收增长超过100%；企业海外市场营收增速较快，部分企业海外市场营收占比超过90%。

全球户储市场现状

欧洲和澳洲户储市场价格敏感性低，利润空间宽裕。从经济环境考虑，欧、澳经济相对发达，居民收入高，可以承担较高非必要消费；从产品经济性考虑，欧、澳终端电价高企，政府提供支持，户储经济性强；从认证角度考虑，欧、澳洲认证体系完善，主要认证包括欧盟 CE、欧洲 VDE、澳洲 CEC 等，对户储质量和技术参数有高要求。三方面影响下，比起价格，居民用户更加关心产品质量，欧洲市场竞争的重心不在价格，而在于产品品牌及性能，因而进入后的利润空间相对也比较充裕。欧洲和澳洲市场品牌认可度高，不排斥优质的非本土品牌。

美国居民户储产品消费习惯对品牌度、售后服务、性价比为主要考虑因素，又加美国政府力求发展、扶持本土品牌，相对封闭，中国企业进入难度较大。因此美国户储市场中特斯拉和Enphase两家本土企业占比近7成，其它品牌占比比较少。

南非和东南亚等新兴市场门槛低、价格敏感性高。亚非拉地区经济发展水平不及欧美，同时户储经济性相对较差，安装需求更多源于用电刚需，户储市场发展走的是偏低端路线，对性价比的要求高。认证方面，南非、东南亚等地区设置的门槛也更低。综合来说，南非和东南亚属于新兴发展中市场，对新品牌接受度高，但是对价格更为敏感，市场毛利率相对欧美国家较低且易受市场竞争策略影响。南非和东南亚市场处于发展初期，格局未定。随着欧洲户储需求放缓，以欧洲为大本营的户储企业开始看向新兴市场。南非市场方面，德业股份布局较早，依靠中建材与 SunSynk，在市场竞争中占据优势地位；鹏辉能源、博力威等也表示公司在南非市场进展不错。东南亚市场方面，已有诸多逆变器和电池企业在东南亚设厂或成立分公司建立销售渠道。

总体而言：以美国为代表的北美地区，以德国为代表的欧洲地区，以及日本、澳大利亚等国的储能行业发展较成熟，这主要得益于当地政府针对该行业所制定的财政补贴、税收优惠、技术研发等措施的有力支撑。然而，在印尼、越南、马来西亚等新兴经济体中，由于市场起步较晚，相关技术及设备的落后，以及政府对其支持力度的不够，这些国家的储能行业仍处于早期发展阶段。

1、欧洲市场

欧洲户储市场出货量回落

（1）2021年储能开始高速增长，2022年因欧洲能源成本和电价的逐年攀升，叠加俄乌战争和海外大型停电事件，居民用电成本高+供电稳定性差，带来户用光伏高增，进而带来户用储能市场超预期的爆发。，欧洲能源价格大幅回落，2023年随天然气价格下降，居民电价回落，大部分地区电价已恢复至2021年水平。

（2）根据EESA的数据，2022年全球户用储能系统（电池）出货量约为24.4GWh，对欧洲户储市场出货量约9.8GWh。2022年欧洲的户储实际装机量为4.6GWh，意味着2022年底还有约5.2GWh的库存。2023年H1，欧洲整体储能市场增长约5.1GWh。这说明2023年H1，欧洲市场才基本消化掉2022年底的库存。但同时，消库存的节奏远不及上游厂商的出货节奏。2023年H1全球户用储能系统（电池）对欧洲的出货量整体约为6.3GWh。去年的库存，叠加今年的新货，截止Q2季度欧洲市场仍有约6.4GWh的库存需要消化，这约是8个月的装机量。而2023全年欧洲户用储能市场规模将达到9.57GWh，下半年库存消化将达到约4.47GWh，预计库存要出清，至少还要到24年H1之后。2023年底欧洲库存水平将回归到合理规模（约4GWh）。

（3）政策加码支持，税收减免+资金补贴给予政策支持，在居民电价持续上涨的情况下，户储经济性提升。全球各国纷纷推出相关政策对户用储能装机进行激励。相关政策可以分为间接的税收减免以及直接的资金补贴，从而减少户储安装成本；现状欧洲各国政府补贴政策开始收紧，安装商经济驱动力开始减弱。

(4) 2023年随天然气价格下降，居民电价回落，叠加欧洲经销商持续去库存，拖累业绩表现，市场进而担心欧洲实际需求情况。但实际欧洲市场23年安装节奏仍表现出强劲态势。根据ISEA&RWTH Aachen University统计，23年1-8月德国户储装机3.04GWh，同比+158.0%。根据ANIE统计，23年一季度，意大利储能装机量1.09GWh，同比+296.0%。我们认为23年出货节奏放缓主要是去库带来的暂时性影响。

政府政策

在欧洲边际定价的模式下，电价大幅拉升，能源公司采购新能源电力的成本远低于售电价格，因而获得超额利润。在此背景下，欧洲推出两项措施：1）180欧元市场收入上限(CAP)：对可再生能源（太阳能、风能、水电等）发电公司，在2022年12月1日至2023年6月30日期间，市场收入设置了上限，为180欧元/MWh；

2）暴利税/团结税：对不可再生能源（石油、天然气、煤炭等）发电公司，任何在2022-2023年实现的超额利润都将至少缴纳33%的税收。根据欧盟，团结税的收益应流向能源消费者、能源密集型公司等。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（低成本机组包括：使用风力、光伏、光热、地热、水力、生物质、垃圾、核能、褐煤发电的机组）；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

德意奥主要光储安装国家持续推进。德国、意大利、奥地利三国2022年持续推出新补贴政策，刺激户用光储需求继续增长；英国目前暂无针对储能的补贴政策，但是由于本国的高电价，居民加装储能意愿较高。我们预计到2023年，德、意、奥、英户储装机量将维持在欧州前四。新兴市场迅速，有望后来居上。瑞典、波兰受益于本国政府针对户储的持续高额补贴，光储发展迅速。西班牙政府积极推进针对光储的扶持政策，目前增量较快，但装机量基数小于瑞典、波兰，目前所占市场份额较小。

3月8日欧委会提出了REPower EU方案，核心是保障欧盟能源安全，计划在2027年前逐步摆脱对俄化石燃料的依赖。5月18日的议案则明确了各项细则。a）节能：将欧盟2030年的能效目标从9%提高到13%；b）加速可再生能源进度：到2030年将可再生能源在欧盟能源消费中的比重从40%提高至45%；到2025年实现光伏装机320GW，2030年600GW；c）减少化石燃料消耗：2030年节省35bcm的天然气；d）投资支持：计划从现在到2027年间增加 2100亿欧元投资，用来支持上述计划顺利执行。

补贴政策

欧洲政策对家庭户储进行补贴，推动户储需求增长。欧洲各国纷纷出台相应政策提高居民家庭配储的购买意愿，具体采取购置费用补贴（容量补贴、税收减免、低息贷款）和运行收益机制（分时电价机制、虚拟电厂机制）等方式，提高储能系统经济性，刺激居民户用储能需求。

德国巴伐利亚州“储能光伏计划”，3kWh 补贴 500 欧，每增加 1kWh 增加 100 欧元，最多 30kWh; 巴登-符腾堡州“电网服务光伏电池储能”资助计划;“Energy storage PLUS”计划储能每 kW 资助 300 欧元，最高 15000 欧元:下萨克森州补贴高达 40%的电池存储系统成本。德国复兴信贷银行开发银行 KW Promotion Program 270:“Renewable Energies-Standard”电力和电池的低息推广贷款。支持可再生能源系统和储能的建设、扩建等，贷款覆盖 100%投资。

意大利 2020 年加强减税政策的激励幅度(Superbonus 110)，将减税年限缩短为 5 个等额的年度减税。与改造相关的光伏和储能系统的税收减免从 50%提高到 110%。

西班牙批准13.2 亿欧元的一揽子补贴计划，用于自用设备、电表后存储和可再生能源空调。电表后存储补贴高达 2.2 亿欧元;个人将获得 70%的存储补贴。

奥地利 3600 万欧元退税计划，用于鼓励安装小型太阳能+储能装置，计划在 2020 年到 2022 年期间每年拨出 3600 万欧元，其中 1200 万欧元将用以支持储能系统，取消对屋顶安装太阳能电池板的住户征收太阳能税，太阳能屋顶发电补贴 250 欧元/kW，储能装置补贴 200 欧元/kwh。

2022年，欧洲新增装机规模突破5GW，七成装机来自家储领域。受俄乌冲突影响，欧洲能源危机加剧，天然气以及石油价格大幅上涨，导致欧洲多个国家居民电价上涨3倍以上，叠加补贴政策激励效应，导致欧洲家储市场规模激增，推动德国、意大利、奥利地和英国成为欧洲的四大家储市场。应用模式上，家储系统几乎已成为屋顶光伏的标配，以德国为例，配置比例高达70%。据欧洲光伏产业协会（SPE）预测，2026年欧洲家储市场规模将达到44.4GWh，实现近5倍的增长

随着越来越多的国家对储能开放电力市场，表前储能项目，从以往集中部署在德国和英国，开始向爱尔兰、法国、比利时、意大利、希腊、西班牙等多国规划延伸。储能可以提供关键的能源转换和快速响应灵活性服务的功能已在欧盟层面形成共识，欧盟委员会认为储能是实现欧洲可再生能源整合和建立安全、低排放和负担得起的能源系统的关键组成部分。但以目前储能的发展速度是无法满足这些需求的，欧洲储能联盟（EASE）为此制定了2030年部署187GW、2050年部署600GW储能的战略目标，指导加速储能系统的部署，加快推进摆脱外部能源依赖，以及构建本地化的、可持续的、安全的绿色能源系统的进程

1.1、德国

市场现状

2021年德国户储装机规模达1479MWh，占欧洲户储比例为72%，之后依次是意大利（191MWh）、英国（81MWh）、西班牙（48MWh）、法国（35MWh），CR5合计占比90%。

2022年欧洲户储新增装机约4.6GWh，同比增长130%。其中，德国和意大利分别成为全球一、第二大市场，装机容量达1.54GWh和1.1GWh。

户储高速增长，德国领跑欧洲

（1）德国居民电费无峰谷差别，光配储为户用储能唯一使用场景。

德国电网对新能源消纳能力很强，2020年新能源发电占比近50%，其大量火电机组在风光集中出力时最大可下调出力至30%用于调峰，独立储能调峰发挥空间有限。德国电网年均停电时长12.2分钟，相比美国年均停电时长为284分钟，可靠性极高，电网侧储能发挥空间有限；国电网整体运营水平高，极大降低其他市场主体参与峰谷套利和调频市场的需求

德国居民电价没有峰谷差异，因此没有单独安装储能设备进行峰谷套利的场景，户用储能装机量与户用光伏渗透率高度相关；户用储能主要用于填补光伏无法发电的时段，因此装机容量与家庭晚间用电需求量相关，与户用光伏装机容量没有直接相关性，锂电储能占德国表后储能新增装机95%以上，用户核心需求以节省电费为主

（2）德国户用光伏市场大，为户用储能奠定发展基础。

德国户用光伏累计装机31.23GW，装机数130万户，居欧洲第一，为户用储能奠定发展基础。户用光伏用户对户用储能接受度高，配储多为光伏用户；

（3）加装户用储能提高自发自用率，对冲补贴到期及高电费带来的影响。经济效益高。

德国居民电价已连续上涨12年，2020年达到0.32欧元/度，由于可再生能源附加费和输配电费连年上涨，近10年电费复合增长率 2.78%，居民用电成本过高，且无峰谷差别；

德国2000年第一批户用光伏FIT即将到期，二十多年来，补贴一直支撑着市场的增长，彼时最高补贴电价为0.5欧元/度目前户用光伏FIT约0.08欧元/度，收益对冲电费效果有限，加装户用储能提高自发自用率，对冲补贴到期及高电费带来的影响。通过增配储能提升晚间用电场景自用率，可降低总体电费水平。

欧洲采取居民电价长协机制，23年新签居民电价合约明显涨价。以德国为例：居民一般是与服务商签订1-2年的电力供应合同，价格由双方协商。德国居民电价由售电价格、电网费用、EEG附加费、电税等费用加总得出。2022年批发电价的上涨，推动了居民电价合约价格的提高。

（4）光储充一体化应用场景丰富

2020年德国电动车销量39.5万辆，同比增长263%，渗透率13.53%，电动车保有量提升将扩展晚间充电场景，持续拉动户用储能市场。

（5）光储LCOE与家庭用电成本差距拉大，峰谷套利具备启动经济性

光储LCOE与家庭用电成本差距拉大，户用光储经济性凸显。根据SPE，2021年德国光伏+储能设备的平均度电成本（LCOE）为14.7欧分/kWh，接近同期家庭电价的1/2，LCOE差值为17.2欧分/kWh。预计未来二者价格差异仍将逐渐拉大，至2023年，光+储LCOE有望下降至12.8欧分/kWh，同期与家庭电价LCOE 差距提升至18.9欧分/kWh，户用光储经济性进一步凸显。略低于居民电图：峰谷套利价差情况费0.32欧元/度，具备启动经济性。

但由于光储系统在德国售价较高（渠道及安装成本高），拉高初始投资成本，使得年累计电费与系统使用成本相比仍要10年以上才体现经济性，随着未来系统单价降低，经济性将持续改善。

（6）德国联邦及州政府均提供政策补贴，支持户用储能

2013-2018年，德国政府通过德国复兴银行（kfw）为配置户用储能的家庭提供低息贷款，该计划为与30kW以下的新建或现有太阳能系统一起安装的储能系统提供补贴。并提供最高30%的直接安装补贴。这推动了德国成为全球最大的户用太阳能和电池市场，即使补贴逐年减少，安装率仍保持稳定。
德国各州政府出台多种优惠政策，如允许购置户用储能设备成本用于抵免个人所得税或直接获得补贴等，降低居民购置负担。
同时欧洲各国积极出台税收减免、上网电价和购置补贴等政策鼓励用户安装屋顶光伏，预计2025年新增光伏将有40%以配以储能系统，加上原有光伏加装储能，预计2025年新增户储规模将为2020年的十倍以上。

（7）能源转型

欧洲由于能源主要依赖外部供应，居民电价远高于其它地区的发达国家，如意大利是全球电价最高的国家之一。欧洲电力现货价格与天然气密切相关，而受能源危机影响，2022年电价飙升至历史最高点，使得欧洲家庭用户电价高于户用光储度电成本。

欧洲积极推进能源转型，电网联通程度高，新增装机规模在全球占比过半，是全球最大的户储市场。其中德国占比超过70%，是全球户储市场规模最大的国家。

政府法规

2019 德国可再生能源法将户用储能支付税费的装机容量上限从 10kW 提升至 30kW 1.单户住宅或商业建筑上，不超过30kW 的光伏系统将免征所得税；2.多户住宅或和混合用途建筑上，每个居民单元或商业单元不超过 15kW 的光伏系统将免征所得税，但每个纳税人最高仅有 100kW 的免征额度；3.对安装于私人住宅、公共建筑或其他用于满足公共利益的建筑上的光伏、储能系统，或这些建筑附近的光伏、储能系统，不再对其购买、进口和安装征收增值税。

4月初，德国政府通过了一揽子法案，计划到2030年80%的电力由可再生能源提供，到2035年几乎所有的电力均由可再生能源提供。其中，风力发电和太阳能发电是该法案的核心。根据该法案，到2030年，德国陆上风力发电装机容量将达到115GW；离岸风力发电装机容量至少达到30GW，2045年达到 70GW。到2026年，太阳能光伏装机容量将达到每年22GW，到2030年装机容量将达到215GW。德国可再生能源法案（EEG）详细规定了可再生能源的招标政策，招标计划将为德国新能源发展提供稳定路径。

贸易政策

欧洲以户储装机量最高的德国和意大利为例，根据 EuPD Research，2022 年德国出货量最高的前五大集成商包括比亚迪（24%）、Sonnen（23%）、SENEC（15%）、E3/DC（14%）、沃太能源（6%）；根据 IHS Markit，意大利 2021 年出货量最高的前五大集成商包括派能（24%）、华为（20%）、比亚迪（12%）、LGES（12%）、古瑞瓦特（10%）。

市场规模

2021年德国光储渗透率为3.6%，位居全球第一。能源危机下，电价上涨，刺激户储需求高增。德国平均批发电价从2021年1月的52.8欧元/MWh上涨至2022年6月的最高206欧元/MWh，增长313%。

德国为户用储能全球最大市场，光储装机渗透率全球第一。2021年德国新增户用储能1.48GWh，同增45%，占全球的34%；累计装机3.92GWh，同增60.6%，占全球的32%。

2022年，屋顶太阳能电池的安装率超过75%，是全球安装率最高的国家之一。

2023Q1户储安装量为976MWh，同比+156.2%；其中，3月户储安装量为343MWh，同比＋118.5%，环比+18.7%，4月安装量为218MWh，同比+62.7%，环比-36.4%，4月德国户储装机环比大幅度下滑，既有德国限制最高居民用电价格（由去年的最高0.67欧元/kwh 降至不超过0.4欧元/kwh）,又有2022年德国的户储经销商在12月的高价囤货在2023年Q1慢慢消化库存-影响了户储的经济性；其次户用电池在4月的价格大幅度下滑，也有业主的观望心里。整体上对4月的户储装机造成一定影响。

德国户用储能新增装机在2023年保持强劲增长，前三季度新增装机达到3.51GWh，较2022年全年已实现84%增长；按照德国目前的装机速度，预计2023年将新增装机4.34GWh，同比+136%。

1.2、意大利

2018年至今，意大利都是欧洲第二大户储市场，仅次于德国。2022年，意大利作为欧洲第二大户用储能市场，装机约为2Gwh , 仅次于德国的2.2Gwh（中位数），在2020年7月份开始的110%superbonus补贴是意大利户用储能高速增长的主要动力。目的是在冠状病毒封锁期间提振意大利经济。这笔奖金允许房主在几年内从他们的税收中扣除相关成本，或者将税收抵免卖给他们的建筑商，建筑商再将其卖给银行，然后银行会从国家索取相关补贴。2022年年度装机量预计达到2GWh，比2021年增长246%。2022年11月，新成立的政府宣布，从2023年1月开始，superbonus将减少到90%，并在接下来的几年里逐步减少。2024、2025年还会降至70%、65%，补贴幅度大幅退坡。此项税收抵免政策受到意大利的整体经济形势，政府和银行基本上已经停止了对用户的低息贷款和补贴，并且意大利的经销商基本停止进货。

2022年，意大利成为第二大户储市场，占2021年和2022年全球新增市场的20%以上。2022年，屋顶太阳能电池的采用率为77%，高于2018年的11%。

根据ANIE统计，23年一季度，意大利储能装机量1.09GWh，同比+296.0%。在今年第二季度出现了过去九个季度以来的首次放缓。

1.3、英国

2020年德国和英国的新增装机规模占欧洲将近80%，为欧洲最主要的两大市场。其中，英国引领表前储能市场的发展，德国引领表后市场。

根据EESA统计，2023H1英国户用储能市场新增装机已超过2022年总量0.28GWh，达到0.38GWh，预计2023年新增规模将达到0.62GWh。

英国部署了一系列政策降低表前大规模储能项目的时间和经济成本，推进大型储能项目和独立储能电站建设，储能装机规模向着大容量发展。随之而来的是英国未来准备建设的大型储能项目 1.8GW，通过批准的项目 6.9GW，正在计划中的项目 6.2GW，总容量达14.9GW，表前装机规模高速增长。

能源缺口导致电价、气价快速上行。欧洲天然气价格已由20年不到5美元攀升超过40美元/百万英热关口；电价方面，2021年英国电价远超往年价格。据 HEPI，截止22年3月，英国（伦敦）、丹麦（哥本哈根）为欧洲电费最高的国家（城市），分别为0.4413、0.4325欧元/KWh，相比前年涨幅均超过 100%，为美国的一倍，中国的近三倍。