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1、 家用儲能獲得高速發展
過去十年，歐洲儲能市場取得了顯著增長，每年新增裝機量快速提升。2011 年，歐洲新增裝機量僅為 4MWh，儲能市場雛形初現。2019 年，新增裝機量躍升至1672MWh，相對 2018 年同比增長 83.74%。
隨著歐洲各國加速能源結構調整，家用儲能市場快速發展。目前，歐洲已成為全球最大的家用儲能市場。根據 SolarPower Europe 數據顯示，2019 年歐洲家用儲能新增裝機量達到 745MWh，同比增長 57%；累計裝機量達到 1997MWh，同比增長60%。
德國是歐洲家用儲能市場領導者，2019 年新增裝機量占比達到 66%。雖然受到新冠疫情影響，德國家用儲能市場在 2020Q1 仍保持較好增勢，累計裝機即將突破1000MW。
2 “光伏+儲能”模式憑借經濟性優勢提升規模
歐洲用戶側主要存在三種用電方案：
? 完全電網購電：沒有安裝屋頂光伏和儲能系統，電力需求完全從電網采購。? 僅安裝光伏系統，未安裝儲能系統：自發自用比例僅占 20-35%，午間光伏高發電量時將過剩電力賣回給電網，夜間光伏不工作時從電網回購部分電力。? “光伏+儲能”配套使用：自發自用比例提升至 60-90%，將午間富余電力賣回給電網。
隨著歐洲居民電價上漲，光儲成本下探，光儲配套經濟性日益顯著。德國、意大利、英國、瑞士等歐洲發達國家購電成本高昂，且呈現持續上升的趨勢。以德國為例，家庭購電成本從 2015 年的 28.7 歐分/kWh 上升至 2019 年的 30.5 歐分/kWh，且在未來預期繼續上漲。與此同時，光伏與“光伏+儲能”的 LCOE 不斷下降，光伏配套、電力自發自用模式的經濟性越來越顯著。
此外，“光伏+儲能”模式帶來更多靈活性，促進光儲領域創新商業案例的出現。不同設備與虛擬電廠（VPP）的結合，為家用儲能市場帶來更多價值創造途徑。
3.多樣化政策出臺帶動歐洲光儲發展
2019 年，歐盟出臺 CEP（Clean Energy Package）計劃，提出歐洲能源政策最新框架。CEP 計劃包括 8 項立法法案以及旨在促進清潔能源過渡的各項措施，其中2019/943 法規與 2019/944 指令特別提到，將大力支持家用儲能市場發展，消除發展中可能存在的財務障礙。CEP 計劃之外，各國出臺多樣化政策促進家用儲能發展。常見政策包括對終端消費者進行直接財務激勵、對儲能系統實施稅收減免、撥款進行建筑綜合改造，低成本裝配家用儲能系統等。其中，現金補貼是支持家用儲能系統部署最快速且最直接的方式，通過減少儲能系統安裝成本，鼓勵光伏客戶配套儲能系統。
實踐表明，定額補貼（例如 2000 歐元/光儲系統）激勵效果不佳，更有效的補貼可以分為基準補貼與基于容量（例如 200歐元/kWh）的變動部分。目前，德國、意大利、奧地利、比利時等國家均實施該項政策。
此外，光伏行業發展初期，歐洲各國出臺大量補貼政策以推動行業迅速發展。常見政策包括上網電價補貼政策（Feed-in tariff , FIT）與凈計量政策（Net-metering, NEM） 等。隨著光伏行業不斷成熟，歐洲電力市場由政策化逐步向市場化發展，各國的 FIT 和 NEM 政策正逐步到期或削減。儲能的推廣應用可以減少行業對光伏補貼政策的依賴，“光伏+儲能”模式有望得到進一步推廣。
4 、德國：引領歐洲儲能市場德國是用戶側儲能發展最為成熟的國家之一，其中家用儲能是德國儲能市場的主要構成部分。
據 BNEF、SolorPower Europe 數據統計，2019 年德國儲能新增裝機量為 910MWh，其中家用儲能新增裝機量達到 496MWh，占比 54.51%。德國家用儲能市場發展成熟的主要原因包括高比例的可再生能源發電、居民零售電價整體上升以及光伏補貼轉向家用儲能：
? 可再生能源供電比例不斷提高，促進儲能市場向前發展。2010 年，德國聯邦政府發布《能源規劃綱要》，推動能源轉型戰略發展。近年來，德國可再生能源發電量呈逐步上升趨勢，2019 年達到 333,200GWh，占比達到 53.9%。隨著可再生能源供電比例不斷提高，電網波動性加強，儲能將有助于維持電網穩定性，保障用電質量，與可再生能源一同向前發展。
? 家庭購電成本高昂，居民零售電價不斷上漲。2020 年，德國居民零售電價為 0.38美元/kWh，在歐洲主要國家中高居榜首。2019 年德國平均電價水平為 2006 年 的 1.55 倍，其中可再生能源附加費從 2006 年的 0.88 歐分/kWh 增至 2019 年的6.41 歐分/kWh，增幅達 7.28 倍。隨著未來電價不斷上漲，德國居民將逐步提高電力自發自用比例，家用儲能將進一步發展。
? 光伏 FIT 逐年下降，補貼政策轉向家用儲能。德國的并網補貼自 2009 年后大幅減少，以裝機容量低于 10kW 的居民屋頂項目為例，并網補貼價格從 2009 年的0.43 歐元/kWh 降低到 2012 年的 0.24 歐元/kWh。與此同時，德國復興發展銀行通過 KFW275 計劃，為現有和新增光伏用戶配套儲能提供補貼，推動德國居民自發自用，降低用電成本。在能源轉型和歐盟碳中和目標的引領下，德國電力系統向更高比例新能源不斷邁進。未來，蓬勃發展的用戶側儲能將為電力系統靈活性提供支撐。與此同時，完善的政策與市場機制也將驅動德國儲能行業煥發全新活力。
5 、啟示：歐洲市場成熟經驗值得借鑒
我們認為歐洲儲能市場蓬勃發展的原因主要有以下三點：
? 積極挖掘電力靈活性資源，應對高比例風光消納帶來的挑戰。歐洲主要國家可再生能源發電比例較高且不斷提升，為保障電網穩定性與供電可靠性，各個國家積極挖掘靈活性資源，充分發揮調節能力。當煤電和氣電等傳統手段無法完全應對挑戰，新能源配儲成為良好的解決方案，儲能市場伴隨新能源快速發展。
? 電力市場化程度較高，電價體系靈活性強。歐盟是電力市場化改革的先行者，經過 20 年時間，歐洲電力市場化程度已經達到較高水平。自由化的電力市場中，儲能資源可參與現貨市場、輔助服務市場等多個電力市場并獲取收益。隨著歐洲電力市場化進程的持續推進，儲能系統將朝向商業化繼續發展。以德國為例，電力現貨市場的出清價格調節機制，有利于靈活性資源的發展。電力現貨市場的價格往往與清潔能源發電量的盈余程度成反比。當風光出力不足，現貨市場出清價上漲時，靈活性資源得益于其快速響應能力，會在秒級和分鐘級別快速響應提高出力，達成較好的盈利。因此，建設靈活性資源的商業成熟度會大大增強，儲能作為優質靈活性資源將得以發展。
? 政策補貼推動儲能行業不斷發展。政策補貼在行業發展初期起到極為重要的驅動作用，隨著光伏技術不斷成熟，市場化導向愈發明確，歐洲國家紛紛削弱光伏補貼，逐步轉向儲能市場，推動儲能市場高速發展。未來，隨著光伏滲透率及光伏配儲滲透率的進一步提升，歐洲儲能市場發展前景廣闊。根據 SolorPower Europe 預測，2023 年，歐洲家用儲能市場新增裝機量將突破 1GWh。細分來看，德國、意大利、英國家用儲能市場都將蓬勃發展。
目前，中國儲能市場已度過從 0 到 1 階段，正在從 1 到∞的發展階段。隨著“30·60”目標的提出，如何應對可再生能源發展成為重要議題。與此同時，政府提出深化電力市場化改革，并積極部署儲能政策補貼。中國應當立足自身國情，學習借鑒歐洲儲能市場成熟經驗，推動中國儲能市場向前發展。
過去十年，歐洲儲能市場取得了顯著增長，每年新增裝機量快速提升。2011 年，歐洲新增裝機量僅為 4MWh，儲能市場雛形初現。2019 年，新增裝機量躍升至1672MWh，相對 2018 年同比增長 83.74%。
隨著歐洲各國加速能源結構調整，家用儲能市場快速發展。目前，歐洲已成為全球最大的家用儲能市場。根據 SolarPower Europe 數據顯示，2019 年歐洲家用儲能新增裝機量達到 745MWh，同比增長 57%；累計裝機量達到 1997MWh，同比增長60%。
德國是歐洲家用儲能市場領導者，2019 年新增裝機量占比達到 66%。雖然受到新冠疫情影響，德國家用儲能市場在 2020Q1 仍保持較好增勢，累計裝機即將突破1000MW。
2 “光伏+儲能”模式憑借經濟性優勢提升規模
歐洲用戶側主要存在三種用電方案：
? 完全電網購電：沒有安裝屋頂光伏和儲能系統，電力需求完全從電網采購。? 僅安裝光伏系統，未安裝儲能系統：自發自用比例僅占 20-35%，午間光伏高發電量時將過剩電力賣回給電網，夜間光伏不工作時從電網回購部分電力。? “光伏+儲能”配套使用：自發自用比例提升至 60-90%，將午間富余電力賣回給電網。
隨著歐洲居民電價上漲，光儲成本下探，光儲配套經濟性日益顯著。德國、意大利、英國、瑞士等歐洲發達國家購電成本高昂，且呈現持續上升的趨勢。以德國為例，家庭購電成本從 2015 年的 28.7 歐分/kWh 上升至 2019 年的 30.5 歐分/kWh，且在未來預期繼續上漲。與此同時，光伏與“光伏+儲能”的 LCOE 不斷下降，光伏配套、電力自發自用模式的經濟性越來越顯著。
此外，“光伏+儲能”模式帶來更多靈活性，促進光儲領域創新商業案例的出現。不同設備與虛擬電廠（VPP）的結合，為家用儲能市場帶來更多價值創造途徑。
3.多樣化政策出臺帶動歐洲光儲發展
2019 年，歐盟出臺 CEP（Clean Energy Package）計劃，提出歐洲能源政策最新框架。CEP 計劃包括 8 項立法法案以及旨在促進清潔能源過渡的各項措施，其中2019/943 法規與 2019/944 指令特別提到，將大力支持家用儲能市場發展，消除發展中可能存在的財務障礙。CEP 計劃之外，各國出臺多樣化政策促進家用儲能發展。常見政策包括對終端消費者進行直接財務激勵、對儲能系統實施稅收減免、撥款進行建筑綜合改造，低成本裝配家用儲能系統等。其中，現金補貼是支持家用儲能系統部署最快速且最直接的方式，通過減少儲能系統安裝成本，鼓勵光伏客戶配套儲能系統。
實踐表明，定額補貼（例如 2000 歐元/光儲系統）激勵效果不佳，更有效的補貼可以分為基準補貼與基于容量（例如 200歐元/kWh）的變動部分。目前，德國、意大利、奧地利、比利時等國家均實施該項政策。
此外，光伏行業發展初期，歐洲各國出臺大量補貼政策以推動行業迅速發展。常見政策包括上網電價補貼政策（Feed-in tariff , FIT）與凈計量政策（Net-metering, NEM） 等。隨著光伏行業不斷成熟，歐洲電力市場由政策化逐步向市場化發展，各國的 FIT 和 NEM 政策正逐步到期或削減。儲能的推廣應用可以減少行業對光伏補貼政策的依賴，“光伏+儲能”模式有望得到進一步推廣。
4 、德國：引領歐洲儲能市場德國是用戶側儲能發展最為成熟的國家之一，其中家用儲能是德國儲能市場的主要構成部分。
據 BNEF、SolorPower Europe 數據統計，2019 年德國儲能新增裝機量為 910MWh，其中家用儲能新增裝機量達到 496MWh，占比 54.51%。德國家用儲能市場發展成熟的主要原因包括高比例的可再生能源發電、居民零售電價整體上升以及光伏補貼轉向家用儲能：
? 可再生能源供電比例不斷提高，促進儲能市場向前發展。2010 年，德國聯邦政府發布《能源規劃綱要》，推動能源轉型戰略發展。近年來，德國可再生能源發電量呈逐步上升趨勢，2019 年達到 333,200GWh，占比達到 53.9%。隨著可再生能源供電比例不斷提高，電網波動性加強，儲能將有助于維持電網穩定性，保障用電質量，與可再生能源一同向前發展。
? 家庭購電成本高昂，居民零售電價不斷上漲。2020 年，德國居民零售電價為 0.38美元/kWh，在歐洲主要國家中高居榜首。2019 年德國平均電價水平為 2006 年 的 1.55 倍，其中可再生能源附加費從 2006 年的 0.88 歐分/kWh 增至 2019 年的6.41 歐分/kWh，增幅達 7.28 倍。隨著未來電價不斷上漲，德國居民將逐步提高電力自發自用比例，家用儲能將進一步發展。
? 光伏 FIT 逐年下降，補貼政策轉向家用儲能。德國的并網補貼自 2009 年后大幅減少，以裝機容量低于 10kW 的居民屋頂項目為例，并網補貼價格從 2009 年的0.43 歐元/kWh 降低到 2012 年的 0.24 歐元/kWh。與此同時，德國復興發展銀行通過 KFW275 計劃，為現有和新增光伏用戶配套儲能提供補貼，推動德國居民自發自用，降低用電成本。在能源轉型和歐盟碳中和目標的引領下，德國電力系統向更高比例新能源不斷邁進。未來，蓬勃發展的用戶側儲能將為電力系統靈活性提供支撐。與此同時，完善的政策與市場機制也將驅動德國儲能行業煥發全新活力。
5 、啟示：歐洲市場成熟經驗值得借鑒
我們認為歐洲儲能市場蓬勃發展的原因主要有以下三點：
? 積極挖掘電力靈活性資源，應對高比例風光消納帶來的挑戰。歐洲主要國家可再生能源發電比例較高且不斷提升，為保障電網穩定性與供電可靠性，各個國家積極挖掘靈活性資源，充分發揮調節能力。當煤電和氣電等傳統手段無法完全應對挑戰，新能源配儲成為良好的解決方案，儲能市場伴隨新能源快速發展。
? 電力市場化程度較高，電價體系靈活性強。歐盟是電力市場化改革的先行者，經過 20 年時間，歐洲電力市場化程度已經達到較高水平。自由化的電力市場中，儲能資源可參與現貨市場、輔助服務市場等多個電力市場并獲取收益。隨著歐洲電力市場化進程的持續推進，儲能系統將朝向商業化繼續發展。以德國為例，電力現貨市場的出清價格調節機制，有利于靈活性資源的發展。電力現貨市場的價格往往與清潔能源發電量的盈余程度成反比。當風光出力不足，現貨市場出清價上漲時，靈活性資源得益于其快速響應能力，會在秒級和分鐘級別快速響應提高出力，達成較好的盈利。因此，建設靈活性資源的商業成熟度會大大增強，儲能作為優質靈活性資源將得以發展。
? 政策補貼推動儲能行業不斷發展。政策補貼在行業發展初期起到極為重要的驅動作用，隨著光伏技術不斷成熟，市場化導向愈發明確，歐洲國家紛紛削弱光伏補貼，逐步轉向儲能市場，推動儲能市場高速發展。未來，隨著光伏滲透率及光伏配儲滲透率的進一步提升，歐洲儲能市場發展前景廣闊。根據 SolorPower Europe 預測，2023 年，歐洲家用儲能市場新增裝機量將突破 1GWh。細分來看，德國、意大利、英國家用儲能市場都將蓬勃發展。
目前，中國儲能市場已度過從 0 到 1 階段，正在從 1 到∞的發展階段。隨著“30·60”目標的提出，如何應對可再生能源發展成為重要議題。與此同時，政府提出深化電力市場化改革，并積極部署儲能政策補貼。中國應當立足自身國情，學習借鑒歐洲儲能市場成熟經驗，推動中國儲能市場向前發展。
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