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专题：剖析电价机制，再论欧洲户储确定性

电价上涨是欧洲户储高景气的基础。在地缘冲突、能源短缺的背景下，欧洲户储成为今年新能源行业中增速最快的细分赛道，在2021年装机量1.8-2GWh基础上，预计2022年装机量将达到6.5-7GWh，同比增速达到250%-300%。同时，欧洲户储呈现出区域多元化的特征，2021年前德国的户储装机占欧洲的接近70%，2021年意大利即开始放量，2022年意大利、英国、荷比卢、北欧等国家、地区呈现多点开花趋势。

批发电价上涨驱动力居民电价上行。从居民电价构成上看，以德国为例，主要包括批发电价（发电成本和销售利润）、电网使用费、税费及附加费（包括可再生能源附加、销售税、生态税、热电联产附加费等）。本轮电价的上涨，主要是电力生产端的批发电价上涨驱动，可再生能源附加则有所下降，其余的电网使用费、税费及附加费则基本保持稳定。

近期市场对于电价上行维持户储高景气的逻辑开始出现分歧，一是看到欧洲天然气价格自高位有所震荡，二是欧盟及各国首脑开始抨击欧洲电价机制的缺陷，并计划进行改革以抑制电价上涨。本篇专题将从欧洲市场电价、居民电价机制入手，探讨欧洲未来电价可能的演绎方向，以及对于户储经济性、景气度的影响。

批发电价：择优顺序机制的缺陷与改革

Merit Order极端情况下放大日前电价的波动性

欧洲生产端的电力交易，主要有场外交易、期货交易、日前交易、日内交易等形式。

从交易量的维度上看，场外交易、期货交易构成了电力交易的主体。欧洲的场外电力合约交易量占到全年的75%。且在交易所（欧洲有30家电力交易所，其中EEX、EPEX、Nord Pool的交易量较大，覆盖国家较广）成交的电量中，EEX的期货合约占到80%以上，日前交易主要由EPEX完成，2021年的交易量占比仅8.8%。

不同能源选择的交易方式有所差别，煤电、核电以场外合约、期货交易为主，通常提前数月甚至年度签订协议，只会将剩余容量放置于现货市场。现货市场上的主体则由风电、光伏等可再生能源，天然气发电等能源为主。

从定价机制上来看，已有的场外合约、期货交易定价周期较长，但日前交易的价格是期货市场、场外合约定价的参考基础，因此最终需要跟踪分析的仍是日前交易价格的变化。

欧洲电价由天然气价格决定的本质是采用了MeritOrder机制。欧洲日前交易主要在EPEX交易所完成，采用的是择优顺序机制（MeritOrder），即按照能源的边际成本排序进行出清，可再生能源、核电的边际成本较低，燃煤介于中间，燃气、燃油发电的边际成本较高。可再生能源出力增加时，供需平衡点左移，则市场清算价格较低（甚至在可再生能源发电过剩时，会出现负电价）；若可再生能源、核电、煤电等供应不足时，电力供需平衡点右移，对应的是天然气发电，则市场清算价格由天然气发电报价决定。

更重要的是，目前欧洲日前交易采取统一定价，也就是在确定了市场清算价格后，不同能源的电价是相同的，这也就使得当市场清算价格由天然气价格决定时，可再生能源等边际成本低的发电方式，能够获得超额利润，进而抬高欧洲整体的批发电价。

日前交易市场清算价格上行，带动期货电价的不断抬升。根据EEX的电力期货价格，历史上一年期交付的期货电价通常在50欧元/MWh，2021年末起加速上涨，2022年8月一度冲高至1000欧元/MWh，2022年9月初期货电价有所下行，不过2023年交付电价依旧在540欧元/MWh，2024年交付电价在250欧元/MWh，仍远高于历史中枢。

改革通过价格上限、转移支付实现天然气脱钩

择优顺序机制在非极端情况下是有其设计优势的，因为在可再生能源发电量占比大幅提升的背景下，若延续固定电价机制会导致可再生能源附加进一步上行，进而抬升电价。而在择优顺序机制下，一方面确保了可再生能源的优先并网；另一方面随着可再生能源占比提升，日前交易的供需平衡点左移，驱动清算电价下行。而在历史中枢的清算电价要低于可再生能源的生命周期成本，则通过征收可再生能源附加进行平衡。

不过在能源短缺、天然气价格大幅波动的背景下，择优顺序机制则放大了价格的波动性，因为欧洲的能源结构中，天然气并不是主体电力能源，但决定了整体的电力价格。

因此，欧盟及欧洲各国政府在8月底以来密集表态，计划推动电力机制的改革，实现天然气价格和电价的脱钩。从议程上看，9月9日欧盟将组织能源部长特别会议，预计会有初步议案发布，欧委会计划在2023年初之前完成电力市场的结构性改革。

根据EURACTIV所报道的欧盟可能采取的电价机制改革，目前最有可能的方案是减少电力需求，对超边际技术（边际成本低的能源，如可再生能源、核电等）设置价格上限（事后执行），并以此为财政补贴的技术进行转移支付补贴消费者。

若最终政策为“超边际技术价格上限”的政策方案，预计不会对欧洲户储和可再生能源发展造成影响：1）对于户储而言，该方案采用事后实施，“批发电价-价格上限”首先是转化为财政收入，再通过转移支付补贴消费者，因此批发电价、零售电价预计不会受政策执行产生边际影响。背后的逻辑是欧盟并不希望通过政策压低批发电价，进而刺激更多的用电需求，而是希望将电价维持高位，进而抑制需求。2）对于光伏等可再生能源投资而言，改革方案的确削弱了可再生能源短期的超额收益，不过推动可再生能源占比提升是中长期能源独立最重要的路径，政策也明确说明了会考虑将限制价格设定在能够对可再生能源投资形成激励的价格，因此也不会制约欧洲光伏需求增长。

此外，在欧洲目前已经实施的电力机制改革中，西班牙、葡萄牙自2022年8月以来已有成熟的运行经验可以参考。西班牙、葡萄牙采取的是设定天然气价格上限，并通过征收额外电力税收的形式，对天然气市场价格差额进行补贴，进而推动电价下行。以9月2日的数据为例，西班牙电力交易所的现货价格被控制在152欧元/MWh左右，保持稳定；考虑额外征收的税收，则实际价格为376欧元/MWh；如果不执行天然气限价政策，预计现货电价会达到423欧元/MWh；即政策实施为西班牙现货电价带来47欧元/MWh的电价改善。不过从西班牙的实际运行中也可以看出：1）西班牙的电价机制改革并没有显著的让电价与天然气价格脱钩，而是能带来一些优惠；2）即使对天然气限价的情况下，西班牙的现货电价依然达到150欧元/MWh，也是要高于本轮涨价之前的，充分反应了欧洲本轮的电价上涨，不止是天然气短缺，而是电力整体的供需失衡。

居民电价：价格滞后上行，长单延长景气

户储的经济性是由“居民电价和户用光伏上网电价”的价差决定，居民电价中批发端的电力成本是很重要的因素，不过同时也不能忽略居民电价的调整周期、国家财税政策支持以及部分家庭固定费率长单机制的影响。首先，居民电价的调整是滞后的，且政府通过财税政策平滑了电价上涨，因而后续电价进一步上行会进一步抬升需求。其次，部分居民会选择与供电方签订固定费用的长协，进而延长对户储等产品需求的持续性。英国方面，英国居民大约有2400万户，其中至少有1500万户家庭采取的是浮动电价机制，为保护居民的用电成本不过快上升，英国政府设置了居民电价上限，在每年的4月、10月进行调整，考虑到批发电价大幅上行，2022年10月的居民电价上限设定为52便士/KWh（折算0.6欧元/KWh），较2022年4月-10月设置的28便士/KWh有明显提升。而52便士/KWh所对应的批发电价为300欧元/MWh，要低于现有的批发电价。且英国固定费率的长单定价也较高，通常是贴近价格上限确定（即接近0.6欧元/KWh），因而新签的固定费率长单居民，会面临持续时间较长的高额电价。

德国方面，2021年德国居民电价的构成是7.9欧分/KWh的批发电价、6.5欧分/KWh的可再生能源附加，以及其他17.8欧分/KWh的电网使用费、税费及附加费。2022年由于批发电价的大幅上涨，德国政府对可再生能源附加进行了减免，2022H1平均为3.7欧分/KWh，7月起将免征；这使得在批发电价上涨至18.3欧分/KWh的背景下，德国居民电价仍维持在37.3欧分/KWh。不过考虑到批发电价已经超过40欧分/KWh，2022Q4、2023年、2024年的期货价格分别达到60.8、50.9、23.5欧分/KWh，预计德国居民电价也将上行至0.6-0.7欧元/KWh，后续同样有显著提升。此外，德国居民签订固定费率长单的比例相对较高，通常为12个月/24个月，也将延续高景气。

结论：户储依旧是确定性高景气，继续推荐

综上，我们可以得出结论，欧洲批发电价的过快上涨，是日前电价择优顺序机制的结果，欧洲有计划对其进行改革，不过目前看可能性最大的方案是对超边际技术设置价格上限，政府获取超额收益后转移支付补贴居民，政府不会直接干预批发电价，目的是鼓励能源节约。且如果是按西班牙采用的对天然气限价的模式，尽管会压制批发电价，但增加的额外税收也会拉高实际用电成本。此外，居民电价的上涨是滞后于批发电价的，2022H2会有进一步抬升，且部分居民所签订的固定费率长单也延长了行业景气。欧洲户用光伏的上网电价在0.07-0.1欧元/KWh，当居民电价上升至0.3欧元/KWh以上时，户储即具备很强的经济性，若超过0.4欧元/KWh，IRR达到15%-20%。由此可以推测欧洲户储仍将保持高增长，继续推荐渠道卡位的电池、逆变器白马，关注户储新势力。