过去十年，欧洲储能市场取得了显著增长，每年新增装机量快速提升。2011 年，欧洲新增装机量仅为 4MWh，储能市场雏形初现。2019 年，新增装机量跃升至1672MWh，相对 2018 年同比增长 83.74%。

随着欧洲各国加速能源结构调整，家用储能市场快速发展。目前，欧洲已成为全球最大的家用储能市场。根据 SolarPower Europe 数据显示，2019 年欧洲家用储能新增装机量达到 745MWh，同比增长 57%;累计装机量达到 1997MWh，同比增长60%。

 

 

德国是欧洲家用储能市场领导者，2019 年新增装机量占比达到 66%。虽然受到新冠疫情影响，德国家用储能市场在 2020Q1 仍保持较好增势，累计装机即将突破1000MW。

欧洲用户侧主要存在三种用电方案：完全电网购电：没有安装屋顶光伏和储能系统，电力需求完全从电网采购。w 仅安装光伏系统，未安装储能系统：自发自用比例仅占 20-35%，午间光伏高发电量时将过剩电力卖回给电网，夜间光伏不工作时从电网回购部分电力。 “光伏+储能”配套使用：自发自用比例提升至 60-90%，将午间富余电力卖回给电网。

随着欧洲居民电价上涨，光储成本下探，光储配套经济性日益显著。德国、意大利、英国、瑞士等欧洲发达国家购电成本高昂，且呈现持续上升的趋势。以德国为例，家庭购电成本从 2015 年的 28.7 欧分/kWh 上升至 2019 年的 30.5 欧分/kWh，且在未来预期继续上涨。与此同时，光伏与“光伏+储能”的 LCOE 不断下降，光伏配套、电力自发自用模式的经济性越来越显著。

此外，“光伏+储能”模式带来更多灵活性，促进光储领域创新商业案例的出现。不同设备与虚拟电厂(VPP)的结合，为家用储能市场带来更多价值创造途径。

2019 年，欧盟出台 CEP(Clean Energy Package)计划，提出欧洲能源政策最新框架。CEP 计划包括 8 项立法法案以及旨在促进清洁能源过渡的各项措施，其中2019/943 法规与 2019/944 指令特别提到，将大力支持家用储能市场发展，消除发展中可能存在的财务障碍。CEP 计划之外，各国出台多样化政策促进家用储能发展。常见政策包括对终端消费者进行直接财务激励、对储能系统实施税收减免、拨款进行建筑综合改造，低成本装配家用储能系统等。其中，现金补贴是支持家用储能系统部署最快速且最直接的方式，通过减少储能系统安装成本，鼓励光伏客户配套储能系统。

实践表明，定额补贴(例如 2000 欧元/光储系统)激励效果不佳，更有效的补贴可以分为基准补贴与基于容量(例如 200欧元/kWh)的变动部分。目前，德国、意大利、奥地利、比利时等国家均实施该项政策。

此外，光伏行业发展初期，欧洲各国出台大量补贴政策以推动行业迅速发展。常见政策包括上网电价补贴政策(Feed-in tariff , FIT)与净计量政策(Net-metering, NEM) 等。随着光伏行业不断成熟，欧洲电力市场由政策化逐步向市场化发展，各国的 FIT 和 NEM 政策正逐步到期或削减。储能的推广应用可以减少行业对光伏补贴政策的依赖，“光伏+储能”模式有望得到进一步推广。

据 BNEF、SolorPower Europe 数据统计，2019 年德国储能新增装机量为 910MWh，其中家用储能新增装机量达到 496MWh，占比 54.51%。德国家用储能市场发展成熟的主要原因包括高比例的可再生能源发电、居民零售电价整体上升以及光伏补贴转向家用储能：

可再生能源供电比例不断提高，促进储能市场向前发展。2010 年，德国联邦政府发布《能源规划纲要》，推动能源转型战略发展。近年来，德国可再生能源发电量呈逐步上升趋势，2019 年达到 333,200GWh，占比达到 53.9%。随着可再生能源供电比例不断提高，电网波动性加强，储能将有助于维持电网稳定性，保障用电质量，与可再生能源一同向前发展。

家庭购电成本高昂，居民零售电价不断上涨。2020 年，德国居民零售电价为 0.38美元/kWh，在欧洲主要国家中高居榜首。2019 年德国平均电价水平为 2006 年 的 1.55 倍，其中可再生能源附加费从 2006 年的 0.88 欧分/kWh 增至 2019 年的6.41 欧分/kWh，增幅达 7.28 倍。随着未来电价不断上涨，德国居民将逐步提高电力自发自用比例，家用储能将进一步发展。

光伏 FIT 逐年下降，补贴政策转向家用储能。德国的并网补贴自 2009 年后大幅减少，以装机容量低于 10kW 的居民屋顶项目为例，并网补贴价格从 2009 年的0.43 欧元/kWh 降低到 2012 年的 0.24 欧元/kWh。与此同时，德国复兴发展银行通过 KFW275 计划，为现有和新增光伏用户配套储能提供补贴，推动德国居民自发自用，降低用电成本。在能源转型和欧盟碳中和目标的引领下，德国电力系统向更高比例新能源不断迈进。未来，蓬勃发展的用户侧储能将为电力系统灵活性提供支撑。与此同时，完善的政策与市场机制也将驱动德国储能行业焕发全新活力。

5 、启示：欧洲市场成熟经验值得借鉴

我们认为欧洲储能市场蓬勃发展的原因主要有以下三点：·积极挖掘电力灵活性资源，应对高比例风光消纳带来的挑战。欧洲主要国家可再生能源发电比例较高且不断提升，为保障电网稳定性与供电可靠性，各个国家积极挖掘灵活性资源，充分发挥调节能力。当煤电和气电等传统手段无法完全应对挑战，新能源配储成为良好的解决方案，储能市场伴随新能源快速发展。

·电力市场化程度较高，电价体系灵活性强。欧盟是电力市场化改革的先行者，经过 20 年时间，欧洲电力市场化程度已经达到较高水平。自由化的电力市场中，储能资源可参与现货市场、辅助服务市场等多个电力市场并获取收益。随着欧洲电力市场化进程的持续推进，储能系统将朝向商业化继续发展。以德国为例，电力现货市场的出清价格调节机制，有利于灵活性资源的发展。电力现货市场的价格往往与清洁能源发电量的盈余程度成反比。当风光出力不足，现货市场出清价上涨时，灵活性资源得益于其快速响应能力，会在秒级和分钟级别快速响应提高出力，达成较好的盈利。因此，建设灵活性资源的商业成熟度会大大增强，储能作为优质灵活性资源将得以发展。

·政策补贴推动储能行业不断发展。政策补贴在行业发展初期起到极为重要的驱动作用，随着光伏技术不断成熟，市场化导向愈发明确，欧洲国家纷纷削弱光伏补贴，逐步转向储能市场，推动储能市场高速发展。未来，随着光伏渗透率及光伏配储渗透率的进一步提升，欧洲储能市场发展前景广阔。根据 SolorPower Europe 预测，2023 年，欧洲家用储能市场新增装机量将突破 1GWh。细分来看，德国、意大利、英国家用储能市场都将蓬勃发展。

目前，中国储能市场已度过从 0 到 1 阶段，正在从 1 到∞的发展阶段。随着“30·60”目标的提出，如何应对可再生能源发展成为重要议题。与此同时，政府提出深化电力市场化改革，并积极部署储能政策补贴。中国应当立足自身国情，学习借鉴欧洲储能市场成熟经验，推动中国储能市场向前发展。