23年欧洲总体高增，年底户储需求转弱。
欧洲2023储能装机总体增速较高。根据欧洲储能协会（EASE）数据，23年总装机规模规模为13.5GWh，同比+93%； 户储装机规模为9.5GWh，同比+109%，占比70%。2022年欧洲储能新增装机约4.5GW，同比+81%。 德国、英国、意大利仍是欧洲储能装机量排名前三的市场。根据Trend Force数据，德、英、意23年新增装机规模约为 5.5/4.0/3.9GWh，同比+60%/+70%/+91%。 欧洲23H2储能装机增速出现下降，主因户储需求下降。以欧洲最大的储能市场德国为例，2023H1单月新增装机增速普 遍+150%-250%，然而自23年8月开始增速出现明显下降并持续降低，23年12月出现单月新增装机量-23%负增长。
户储仍是欧洲储能主要场景
户储仍是欧洲储能新增规模最大的使用场景。根据EASE，23年欧洲户储装机规模为9.5GWh，同比+109%，占比70%， 占比较22年有较大提升。2022年欧洲储能新增装机中，户储约2.5GW，占比56%；大储及工商储约2GW，占比44%。 根据Bloomberg NEF的统计，2023年欧洲安装光伏系统的住宅中，有25%同时配备了储能系统。其中，德国的配备储能 渗透率最高，达到78%；意大利次之，为70%。而其他国家的户储渗透率仍然较低。
德国：欧洲户储大国，需求下行未见拐点
德国是目前欧洲最大的储能市场，也是欧洲户储装机最多的市场。2023年欧洲储能新增装机量总计5.74GWh，同比 +162%，占到欧洲储能新增装机量的42.5%；德国全年户储安装55.5万套，对应装机量为5.0GWh，同比增长166%，占 到欧洲新增装机量的52.6%，贡献了欧洲市场的主要增长。23年德国户储累计装机占比达到84%，同比提升4pct。 受居民电价及波动率下降，贷款利率走高等因素影响，德国户储装机规模于23年12月开始出现明显下降，目前尚未见拐 点，对于24年欧洲装机量增长构成一定制约。
意大利：户储需求退坡，大储有望发力
意大利的电力消耗和可再生资源发电量均在欧洲排名第三，电力价格在欧洲排名第一。巨大的用电需求与高电价，结合 意大利政府于20年推出的Superbonus计划，促使意大利成为欧洲户储装机量第二和储能装机量第三大的市场。 根据ANIE数据，截至2023年6月30日，意大利总共完成了3045MW/4893MWh的储能装机，其中23Q2完成户储装机 776MWh，环比-13%，主因Superbonus补贴政策退坡。意大利储能结构也以户储为主，其新增装机占比超过80%。 23年12月，欧盟批准了意大利高达177亿欧元的储能计划，以帮助意大利建设超过9GW/71GWh的储能设施。该计划将 持续到2033年底，按照计划，意大利到2030年在南部和西西里岛等地建成大规模的大储设施。
英国：以大储为主导，24年有望延续高增
英国储能结构以大储为主，是欧洲最大的大储市场。英国23年装机规模约2.65GW/3.980GWh，同比+67%/+69%，占总 新增装机规模的84%/80%。在欧洲表前储能领域，英国市场占比42%，爱尔兰、德国、法国紧随其后，装机占比分别为 16%、12%、11%。 根据Trend Force预计，因大储中的电网侧需求激增，2024年英国储能新增装机有望达4.6GW/7.2GWh，同比增长超70%， 继续保持较高增速。在英国官方公布的最新版未来能源愿景规划（FES）中，中性预期下英国储能装机规模将增长至 14GW，较2022年有12GW的增长空间。
户储项目收益来自降低用电成本
户储项目的收益主要来自于降低居民用电成本。在欧洲大部分国家，居民购电价格高于分布式光伏的上网电价，因此安 装户储系统将光伏发电存储自用，可以在光伏发电低估时段享受电力价差，使得储能系统实现经济性。
以德国为例，2022年8月后分布式光伏上网电价为8.6欧分/千瓦时，若完全并网（不自用）可获得4.8欧分/千瓦时的额外 补贴，即上网电价合计为13.4欧分/千瓦时，但需要在非光伏发电时间段承受37.34欧分/千瓦时的购电电价。但若选择使 用户储系统在晚上供电，则可以使用“免费”的存储电力，在部分自用/完全并网的情况下分别获得28.74/23.94欧分/千 瓦时价差收益。
电价下行影响欧洲户储收益率
由于光伏上网电价较为稳定，居民电价下行压缩了户储的价差空间。自22Q3欧洲电力交易价格开始回落，23Q1居民电 价也出现见顶回落，导致户储的价差空间和收益率不断走低，影响了户储装机积极性。
同样以德国为例，当前在部分自用/完全并网的情况下可获得的电力价差收益分别为34.12/29.32欧分/千瓦时，较23Q1的 高点39.72/34.92欧分/千瓦时分别下降-15%/-16%。若居民自用，在5%贷款利率下，IRR由29%下降至19%。尽管收益率 还处于较高水平，但下行的趋势使得居民对于未来收益稳定性产生担忧，一定程度上影响了居民安装户储设施的积极性。
意大利储能政策波动影响户储需求
意大利对户用光伏发电采取净计量政策，户储项目依赖政策补贴。净计量模式的核心是电网公司根据进出用户建筑的净 电量结算用电费用，用户可以直接用相对廉价的并网绿电抵消高峰期的电网购电，免费从电网中获取与其馈电量相当的 网电。在此模式下，光伏上网电价等同于居民电价，户储项目无法靠节约电费收回投资，当税收抵免低于100%时，户储 项目缺乏经济性。
意大利的政策变动对于这个欧洲第二大户储市场产生较大影响。新政府于23年2-4月政府因为赤字压力而暂停 Superbonus补贴计划，并在重启后降低2024、2025年Superbonus补贴力度，导致致数千个工地的施工陷入停顿，对应 户储需求也受到影响。23年12月，政府有限度地延长Superbonus计划。
REPowerEU能源计划奠定欧洲新能源长期需求
欧盟2022年5月推出了一项REPowerEU能源计划。REPowerEU计划是欧盟提出的一项全面的能源转型战略，旨在减少 对俄罗斯化石燃料的依赖，并加速欧盟的绿色能源转型。该计划的核心目标是通过提高能源效率、多样化能源供应以及 加快清洁能源的发展，来确保欧洲的能源安全和可持续性。
资金方面，欧盟委员会预计实现REPowerEU目标需要额外投资2100亿欧元至2027年，至2030年需要耗资3000亿欧元。 资金来源包括利用欧盟Covid-19复苏和弹性基金中的未使用贷款，以及出售额外的碳市场许可来筹集资金。
大量新能源电力装机下，配套储能发展势在必行
REPowerEU能源计划建议将2030年可再生能源占比目标提升至45%，在2023年的临时协定中，将最终目标定为42.5%。 计划尽管没有提及储能的装机目标，但认可了储能在促进可再生能源发电的整合、支持电网、能量时移，以及对于能源 系统供应的灵活性和安全性方面等方面的作用。同时，欧盟提出了更便利的储能许可措施，以促进储能技术的发展部署。 预计到2030年，欧盟可再生能源装机容量有望从目前的511GW增加到1236GW；具体举措包括到2025年，光伏累计装机 量达到320GW，即目前水平的两倍以上；到2030年，光伏累计装机量达到600GW。若参考彭博BNEF预测，2030年欧 洲总光伏装机量将达到833GW。为应对大量新能源发电带来的不稳定性与消纳压力，配套的储能设施建设势在必行。
成本降低将大幅提升IRR，促进户储需求
展望未来，对欧洲户储行业提振效果最大的利好来自于储能系统降本，这将显著提升IRR水平。目前户储系统的售价已 经从2022年的1.2欧元/Wh下降至0.45-0.55欧元/Wh，对应电芯成本约0.11-0.14欧元/Wh，折合人民币0.88-1.06元/Wh。 尽管价格较22年已经大幅下降，但当前价格水平对比国内电芯0.5元/Wh左右的报价仍有较大下降空间，其余部分也有望 进一步降本。若欧洲户储电芯价格下探至0.5-0.7元/Wh，则在当前电力价差0.34欧元/千瓦时的条件下，IRR有望提升至 28%至34%。
德国部分州提供额外储能补助，效果显著
除国家政府补贴外，德国各地州政府也为当地储能项目提供了高额补贴，极大地提升了储能项目的经济性。在德国提供 19%增值税减免的基础上，部分州可额外提供最高成本40%的补贴，这在目前海外电芯价格仍偏高的情况下极大地提升 了户储项目的经济性。
24Q1末欧洲户储库存已回归合理水平
高库存是2023年一直困扰欧洲户储市场的一大问题。根据EESA统计，2023H1欧洲户用储能市场需求增长约5.1GWh，已经 基本消化了2022年底的库存（5.2GWh），23H1新增库存约为6.3GWh，这大约是当时欧洲户用储能市场8个月的装机量。 2023年欧洲户用储能市场规模约为9.5GWh，23H2库存消化约4.4GWh，24Q1库存消化约1.9GWh。 假设中国出口欧洲逆变器金额与欧洲户储补库存在正相关，则23H1中国出口欧洲逆变器38.27亿美元，对应新增库存 6.3GWh；23H2出口金额为17.63亿美元，预测欧洲新增库存2.9GWh；24Q1预计出口金额6.15亿美元，预测欧洲新增库存 1.01GWh。 总结：23H2去库1.5GWh，24Q1去库0.9GWh，剩余库存约为4GWh，对应约5-6个月的装机量，已基本回到合理水平。
