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。
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。
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%。
NEM大背景下，备电需求带动美国户储市场空间
美国广泛采用净电量计量（NEM）模式，削弱加装户用储能的经济性：自 1983 年明尼苏达州最早 通过净电量计量法案之后，美国各州也陆续采用了净电量计量方式，允许分布式发电用户将多余的 电量送回电网，并按照送回电量转换为度电积分，供其在分布式发电能力无法满足用电需求时使用。 这一政策充分保障了分布式光伏系统的利用小时数，是激励早期美国居民安装光伏发电的重要利好 政策之一。目前，全美共有 46 个州采用净电量计量方式鼓励居民安装户用清洁能源，其中 12 个州 采用全额净计量的方式，每并网 1 度电即可获得 1 度电的积分，用以抵消其他时间段的用电需求； 其余 34 个州采用非全额净计量的方式，电网以一定折扣的居民用电价格或避免的成本（电力公司不 必生产该电量节省的成本）计算上网电量的价值，并在后续的电费账单中扣除。
我们认为，在全额 净电量计量的情境下，电网成为户用光伏系统的“储能方式”，承担消化超发电量、供应用电缺口的 作用，此时安装储能系统对于户用光伏业主而言属于纯成本项；在非全额净电量计量的情境下，储 能系统可通过上网/用电价差套利的方式增厚收益，但项目经济性将取决于价差高低，若电网的收购 电价相对较高，则安装储能仍不具备经济性。因此，尽管 NEM 政策对美国各州的户用光伏发展起 到了积极促进的作用，但也同时削弱了当地户用储能经济性，因此美国户储新增装机量绝对值相对 偏低。
保障用电安全拉动美国户用储能需求：从用电安全角度考量，根据美国能源部统计，美国电网系统 超过 70%的部分已经建成 25 年以上，系统老化较为明显，难以抵抗极端天气。同时美国电网大部 分线路、变电站都属于私营公司，东部、西部、得克萨斯三大区域电网里，500 多家电网运营公司 各占山头，无法形成统一调度。在 2021 年能源大州得州也经历了暴风雪造成的电价暴涨与大面积停 电之后，居民对用电可靠性的需求大幅提升，更多用户倾向于将自家电力系统独立于电网之外运行， 户用储能需求也随之提高。
出于用电可靠性考虑，用户对经济性要求有所放松：我们分析美国户储各州累计装机情况，并测算 了各地光储系统经济性，发现美国的储能装机量主要集中于加利福尼亚州、夏威夷州、得克萨斯州、 亚利桑那州、犹他州、康涅狄格州等少数几个地区。通过 IRR 测算我们发现，上述各州的含储能光 伏系统投资回报率在美国 50 个州中排名均位于前 10 名，较为靠前，但从数值上分析，犹他州、得 克萨斯州、康涅狄格州在晚间用电量占比 60%，贷款比率 0%，储能系统成本 1.05 美元/W，不考虑 峰谷价差的前提假设下，IRR 均为负数，因此单纯从经济性角度考虑，安装户用光储系统在当地并 不划算。
我们据此分析，户用储能系统对于美国居民而言还额外具备可以提升用电质量的家用电器 属性，在决策是否安装储能系统时，用户并非完全从经济性角度考虑，若价格在其可承受的范围内， 部分经济水平相对较强的家庭亦有意愿安装储能系统。
NEM退坡与储能补贴或成为户储需求增长新驱动
NEM 逐步退坡或是长期发展趋势，储能配比有望上升：尽管 NEM 在扶持户用光伏产业发展上起到 了重要作用，但这一政策同样存在弊端。一方面，在全额净计量的地区，光伏发电用户并未承担电 力运输成本及电网固定成本，这对无法自行发电的用户而言并不公平；另一方面，伴随新能源发电 量在电网中的占比提升，电网的电力调配难度也有所增加，由于清洁能源发电量难以人为控制，电 网在实际运行过程中承担了更多消纳成本。
因此我们认为，从长期来看，以自配储能取代净电量计 量才是保障美国电力体系稳定发展的未来方向，目前美国各州在政策的制定上也有如此考虑，部分 地区已经或正在计划逐步取消 NEM。例如光照资源最好的夏威夷州在 2015 年就宣布停止对新安装 分布式光伏的业主提供 NEM，在此之后，为充分利用自有光伏系统，夏威夷州的新增户用光伏配储 比例从 2016 年不足 1%的水平快速提升至 2020 年的约 80%，远超其他各州。2023 年 4 月 15 日起， 加利福尼亚州亦计划开始由 NEM 2.0 转为 NEM3.0，余电上网电价将从原先的零售价格降为避免的 成本，这一变化或有望提升当地户用光伏配储的经济性，进而提升当地的储能渗透率。
NEM 退坡通常伴随其他辅助政策的出台，稳定光伏安装需求：通过测算我们发现，若各州余电上 网电价全部转变为避免的成本，含储能光伏系统相比不含储能光伏系统的经济性有所接近，部分地 区含储能系统 IRR 可反超不含储能系统 IRR，有望带动储能配比的提升。然而，当前美国户用储能 系统主要是作为户用光伏的配套产品使用，因此除光伏配储比率之外，新增户用光伏装机量也是影 响美国户储新增装机量的重要因素之一。不可否认，NEM 退坡在一定程度上会对美国户用光伏的经 济性产生负面影响，但我们认为，这并不会导致当地户用光伏系统新增安装量出现大幅度萎缩，主 要是因为各州政府在 NEM 政策退坡前后一般也会推出相应的配套政策，例如加利福尼亚州已经从 2020 年起强制要求所有新建建筑安装光伏系统。
此外，各州推出地方储能补贴，亦将带动需求提升：为达成无碳电力目标，美国联邦政府与部分州 政府积极推动户用储能发展。联邦层面，拜登政府在 IRA 法案中首次将独立储能纳入 ITC 范围，在 此之前，储能必须与光伏配套安装，且在五年内直接从与之配套的光伏系统中获得至少 75%的电量 时，才能够享受 ITC 税收抵免，这也意味着享受 ITC 退税的储能系统不能执行许多额外的需求套利 功能，而 IRA 法案允许电池在享受税收抵免的同时发挥其全部功能，有利于提升储能系统的经济效 益，以此刺激更多需求的释放。此外在各州层面，也有部分地区或电力运营商为储能系统提供初装 补贴或容量补贴，根据我们的不完全统计与基于美国平均数据的测算，部分地区的补贴或有望帮助 当地户用光储系统的 IRR 提升 1 个百分点左右。
当前基数相对较小，需求增速预计维持高位
2023 年美国户储市场空间或超 4GWh，加利福尼亚州仍为主力装机市场：我们认为当前美国储能市 场发展仍处于较早期阶段，绝大部分地区需求受到备电诉求与储能补贴政策驱动，而少部分光照条 件优越的地区（如加利福尼亚州、夏威夷州等）可脱离补贴实现经济性。在此情境下，我们预计短 期美国户储需求放量与市场分布情况仍与政策变化、电网稳定性等因素密切相关。预计 2023 年美国 户储有望实现超 4GWh 的装机量，同比增速超 100%，主力装机市场仍为 NEM 即将退补的加利福尼 亚州与电网独立于东西部的得克萨斯州。后续伴随光储系统软硬件成本的持续下行与各州 NEM 补 贴的退出，各地区储能经济性或有望逐渐提升。长期来看，美国户储市场有望重演户用光伏发展路 径，由加州主导的装机市场逐步演化为需求分布多样化的全美市场。
澳大利亚：户用储能成为消纳问题的主要解决方案之一
屋顶光伏发展迅速，消纳问题亟待解决：早期澳大利亚光伏补贴主要针对小规模分布式光伏，这也 直接导致了当地以分布式小规模光伏为主的市场格局。根据当地清洁能源署数据，截至 2021 年底， 澳大利亚已有超过 300 万户家庭安装了屋顶光伏，其发电量占比达到全国总发电量的 8.1%。但与此 同时，较大的光伏发电占比也导致电网消纳的逐渐吃力，户用光伏上网电价也逐年下降，从早期的 0.5 澳元/kWh 一路下降至近期的不足 0.1 澳元/kWh，2021 年 8-9 月，维多利亚州的屋顶光伏平均日 间度电价格仅为0.01澳元/MWh，甚至目前已有提案建议电网应当对户用光伏上网的电量收取费用。 因此，当前澳大利亚消纳问题亟待解决，而安装户用储能则成为有效解决方案之一。
2050 碳中和目标指导下，各州政府积极投资储能与氢能：2021 年，澳大利亚承诺在 2050 年前实现 碳净零排放，尽管国家层面并未出台具体政策以支持碳中和目标的实现，各州已提出相应减排目标， 并在财政预算中积极纳入储能、氢能与电网建设的投资。我们认为，上述消纳措施将促进澳大利亚 的储能建设，在当地光伏装机量基本持稳的预期下，我们判断澳大利亚新增光伏配储比例有望保持 在较高水平，带动户储需求向好。
南非：急需新能源与储能助力解决缺电问题
缺电问题凸显，南非地区急需加大电力与储能投资：南非在过去一段时间内持续受到缺电问题的困 扰，根据中国能源报消息，2022 年南非电力供应情况进一步恶化，全年有 205 天出现了不同面积的 停电，刷新了全年停电天数的最高纪录。2023 年南非最大的电力供应商、国有电力公司 Eskom 更是 开始轮流中断地区电力供应，单日最高停电时长超过 10 个小时。我们认为，上述缺电危机产生的根 本原因在于，受到整体经济下行压力较大、工程项目长期超支、化石燃料价格上涨等因素影响，以 Eskom 为代表的南非国家主要运营商经营较为困难，导致新建燃煤发电项目推迟、存量燃煤电厂年 久失修。
在此背景下，尽管南非政府已在逐步出台政策以解决电力危机，但大规模公用电力设施的 建设需要较大的投资体量与较长的建设周期，对于当地居民而言，配置户用储能仍是解决当前经常 性断电问题的快捷、有效、经济的手段。根据世界银行预测，南非储能电池累计装机量有望在 2020-2030 年间实现 30-55 倍增长：在上述缺 电、断电问题凸显的背景下，南非储能电池需求有望迎来快速增长。根据世界银行预计，南非电池 存储市场在中性情况下将从 2020 年的 270MWh 增长至 2030 年的 9.7GWh，年均复合增速达到 43%； 而在最佳情况下将有望增长至 15GWh，年均复合增速约 49%。
全球：欧美市场为装机主力，各地区需求驱动因素多样
长期而言，储能是支撑清洁能源装机上量的前提条件：伴随各国家和地区陆续提出在 2050 年前后实 现碳中和的目标，光伏、风电等新能源发电量占比预计持续上升。然而新能源发电方式对自然资源 的依赖性强，出力曲线具有间歇性与不稳定性，且发电高峰与用电高峰不匹配。未来新能源发电量 占比的提升将对电网系统的安全消纳、保障用电提出很大挑战，而储能+新能源发电将是解决这一问 题的关键技术，也是保障新能源装机量达到预期的必要前提。因此，储能将是全球实现净零碳排放 过程中的重点发展技术，未来市场空间较大。
短期来看，2023 年全球装机有望达到 35GWh 左右，同比增长约 94%：基于前述分析，我们测算 2023 年全球新增户用储能装机有望达到 35GWh，同比接近翻倍；其中欧美地区仍为主力市场，预计 欧洲贡献装机量约 13GWh，美国贡献装机量约 4GWh，澳大利亚、南非、日韩等地区亦存在较大潜 力；而展望后续，2023-2025 年全球储能装机预计持续向好，年均装机或达到 57GWh，新增装机量 的年均复合增速有望达到 57%。
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