2024年德国储能生态全景报告

2024年 德国储能生态全景报告 （节选版） M2觅途咨询能源课题组、欧洲办公室团队联合出品 2024年8月 目录（节选版） 概览4 第一章德国储能发展背景7 1.1德国电力市场基本情况7 1.2德国电力市场现状8 1.3用户电价构成机制9 第二章储能经济性及盈利模式10 2.1源网侧储能10 2.2工商业储能12 2.3户用储能13 第三章德国储能市场规模15 3.1市场规模现状15 3.2储能市场发展预测15 3.3市场细分-按场景16 2024年德国储能生态全景报告 图表（节选版） 图表1欧洲电力交易市场分类7 图表2德国2024年某日日前市场电价变化8 图表3德国2024年某日日内市场电价变化8 图表4德国2024年某日辅助服务和平衡市场AFFR和MFFR能量收益变化9 图表5德国源网侧储能收益模式总结10 图表62021-2023年德国储能系统参与各类市场收益11 图表7未来德国储能系统收益预测12 图表8德国四大TSO负责区域12 图表92014-2024年德国工商业用户电价13 图表102014-2024年德国家庭用户电价及具体构成13 图表112016-2023年德国储能新增装机量统计（MWH）15 图表122023-2030E德国储能新增装机量预测（MWH）16 图表132023-2030E德国源网侧储能新增装机量预测（MWH）17 图表142023-2030E德国工商业储能新增装机量预测（MWH）18 图表152023-2030E德国户用储能新增装机量预测（MWH）18 2024年德国储能生态全景报告 概览 作为欧洲能源转型的先行者，截止2023年底，德国累计储能装机量占欧洲整体的30%以上，是欧洲第一大储能市场。据M2预测，德国在2024-2030年将持续作为欧洲的TOP3储能市场，每年新增装机量均占欧洲总新增装机量的20%以上。与此同时，2024年以来德国的源网侧和工商业储能已起步，市场正从单一户储市场向多元化市场转型，新的市场进入机会释放。在此背景下，“出海”德国的市场逻辑发生了一定的变化。 本报告开拓性地洞察德国储能市场的3大核心应用场景，13类参与者画像，4500+个生态企业，希望协助读者快速甄别潜在市场机会，提供市场进入的通路指引，助力抢占市场先机。 报告共分为7个章节，第1章明确了储能定义与研究范围，第2-6章分别从储能发展背景、政策环境、储能经济性及盈利模式、储能市场规模趋势、储能市场生态等多方面对德国储能市场现状及未来趋势进行深入分析与解读。其中，第6章储能市场生态的篇幅最大，为读者洞察了德国储能生态的完整企业名单，以供读者业务布局参考。 第2章储能发展背景详细阐述了德国的电力市场现状，以及用户的电价构成机制。德国电力市场可分为电力批发市场和辅助服务与平衡市场，其中电力批发市场可分为中长期市场和现货市场，辅助服务与平衡市场主要包括一次、二次和三次调频市场。电力批发市场按照批发侧边际定价，由于近年来电价边际价格为天然气价格，因此俄乌战争以来批发电价高涨；不过未来随着可再生能源发电占比的持续上升，预计情况会有所改变。从用户电价构成机制来看，工商业与家庭用户的电价基础均是批发电价，然而相比工商业用户，德国家庭用户需要支付更多的税费，最终电价更高，因此户储的经济性高于工商业储能。 第3章政策环境详细总结了当前欧洲、德国及其各地方政府3个层面的相关政策，从宏观环境总结德国储能发展潜力。欧洲加速鼓励能源转型，然而为了降低对中国企业的依赖，欧盟发布了一系列措施加快欧洲储能及电池产业链本土化，并通过《新电池法案》提高欧洲市场的准入门槛。德国层面，主要推出户用光储、光储充、光储热的减税或补贴政策，降低户储回本周期，推动户储市场发展；其次2023年12月，德国推出首个针对储能的战略规划 《电力储能战略》，意味着德国对于储能的重视度上升到了新阶段，预计将从简化审批、增加收益、减免税费、技术支持等多方面推动储能行业发展，源网侧和工商业储能机会已逐步显现。德国的地方政府层面，一直以提供光储系统补贴为主，不过2024年来部分联邦州政府的补贴已到期，目前市政府、市政公用事业公司的补贴成为了主力。储能在补贴区域的发展潜力更大，因此报告更新了当前有效的部分州市补贴政策，为读者筛选业务核心区域作参考。 第4章储能经济性及盈利模式，分别按照源网侧、工商业和户用3类储能应用场景展开。过去德国的源网侧储能收益来源主要是一次调频（FCR）市场的备用容量补偿，而在德国二 2024年德国储能生态全景报告 次调频（aFRR）和三次调频（mFRR）市场目前满足资质审查的预备容量中，燃煤发电占据了~20%的容量份额，随着燃煤发电的逐步退役，预计未来aFRR和mFRR价格将有所上升，源网侧储能可取代传统发电，作为备用容量获取容量及能量报酬。此外，随着德国可再生能源发电比例的增加，风、光电量爆发与用户需求量不匹配的现象屡见不鲜，负电价出现的频率提升，每日峰谷价差有望进一步加大。源网侧储能可以进一步参与电力批发市场，通过每日峰谷套利来获取更多收益。 工商业和户用储能主要是通过提升光伏自发自用比例，减少用户的电费支出；不过，由于今年以来用户电价有所降低，工商业和户用储能盈利模式发生变化，更多的是参与VPP，通过能源聚合商间接参与源网侧的辅助服务和电力批发市场获取更高收益。由于参与辅助服务市场需要提前备用容量，如何优化收益模型、叠加收益提升经济性将成为德国未来储能行业需要探索的重点之一。 第5章德国的储能市场规模和趋势，总结德国储能市场的发展情况，并预测未来市场的发展趋势。2022年以来，在能源转型和俄乌战争的背景下，德国家庭电价飙升及高政策补贴快速推动户储市场的发展，截至2024年4月，德国储能累计装机达到12.9GWh，其中户储装机量为10.8GWh，占83.7%。2024年随着能源危机缓解，电价冲击逐渐消退，居民对光伏配储的热情有一定的减弱。而随着《电力储能战略》等政策的相继出台，以及可再生能源比例的进一步提升，源网侧储能的前景广阔，将成为德国储能市场未来的驱动力。 第6章储能市场生态，按照源网侧、工商业和户用3类储能应用场景展开，洞察了不同应用场景主要参与者的画像和企业列表。 目前源网侧储能的市场参与者有限，大量企业计划入局。报告洞察了源网侧储能投资商、系统集成商、EPC/总包商、运营商4类参与者画像，共挖掘1000+家企业。以投资商为例，共挖掘60+家企业，从企业类型来看，金融机构和投资基金、大型能源公司、储能专业运营商、市政公用事业公司正布局或有望进行储能投资，如典型企业EnBW计划在2030年前投资约400亿欧元用于能源转型，将储能作为实现目标的手段之一。 工商业储能的市场参与者与户储市场重合度高。报告洞察工商储投资商、系统集成商、安装商、运营商、用户5类参与者画像，共挖掘300+家相关企业。以安装商为例，共挖掘100+家企业，从企业类型来看，兆瓦级光伏系统的安装商是主要参与者画像。 户储市场相对成熟，参与者玩家众多。报告挖掘户储的系统提供商、经销商、安装商、运营商4类参与者画像，共挖掘4000+家相关企业。以户储的安装商角色为例，共挖掘3900+家企业，德国的户储安装市场较为分散，小型光伏系统安装商是主要参与者画像，德国有数千家的小型光伏系统安装团队同时布局户储安装业务。 其中，还挖掘了德国800+家DSO企业名单，DSO一般是德国的城市公共事业部门、市政部门或者电力供应公司，可参与源网侧和工商储的投资、运营。 2024年德国储能生态全景报告 总的来说，本报告开拓性地提供了5000+家德国储能企业名单，完整地展示了德国储能生态全景。德国储能市场的商业模式和市场格局尚未定局，期待读者从中获取进入德国市场的通路指引，实现业务的跨越性发展。 2024年德国储能生态全景报告 第一章德国储能发展背景 1.1德国电力市场基本情况 欧洲电网相对复杂，按照区域划分出五大电力同步区域。其中欧洲大陆同步系统是一个互联的50Hz单相锁定电网，包括大部分欧盟成员国，德国电网属于欧洲大陆同步电网的一部分。德国电网处于欧洲电网核心枢纽位置，通过64条交直流线路与联盟内的9个邻国互联互通。德国输电网由380/220kV电压等级的高压输电网构成，线路总长度约为3.6万公里；其次配电网包括三个电压等级，分别是高压(100kV)、中压(20kV)和低压(400V)。 在欧洲各国电网互联的基础上，欧洲建立了统一的电力交易市场。目前欧洲电力交易与调度机构分离，欧洲电力交易中心（NEMO）负责电力市场运营，输电网运营商（TSO）负责自有输电网的电力系统管理与调度。欧洲电力市场采用分区边际电价机制，即根据电网阻塞情况划定若干分区，分别根据分区内的机组和负荷报价，计算分区边际价格。大多数国家在市场开放时以国界为限形成竞价区。其中，德国以国界为限形成竞价区，根据国内的机组和负荷报价计算德国电力边际价格。 图表1欧洲电力交易市场分类 目前欧洲统一电力市场建设包括跨国双边物理合约的中长期市场、现货市场、辅助服务与平衡市场。每个国家中长期市场和现货市场的电价通过算法同步所有的电力交易所，在不同电力交易所的电价同步变动。由于日前市场和日内市场的存在，市场参与者几乎可以完全通过电力市场平衡其发用电计划，不过当出现无法预料的负荷偏差、可变电源预测误差或发电损失（例如电厂停电），TSO通过辅助服务与平衡市场招标备用服务进行及时的电力平衡。值得注意的是，中长期市场、现货市场、辅助服务的一次调频（FCR）均可以实现欧洲跨区交易，辅助服务的二次调频（aFRR）和三次调频（mFRR）仅能在该TSO输电系统范围内交易。因此，储能系统仅能参与所在的TSO输电系统范围内的aFRR和mFRR市场交易。 资料来源：公开资料整理，觅途咨询研究&分析 1.2德国电力市场现状 德国的清洁能源发电量持续创新高，2022年德国新能源装机占比58.3%，新能源发电量占比32.98%；而截至2024年，清洁能源已占德国总发电量的63.4%，化石燃料发电减少近17%，目前占比不到40%。德国午间的电价将受到光伏发电增加的影响而进一步下降，而火电机组将在光伏发电退出系统时，快速爬坡进入系统，由于燃料成本和碳排成本会激发较高的系统电价。这一实际情况则给予了储能足够的获利空间。 以下为2024年某日德国日前电力市场电价情况： 图表2德国2024年某日日前市场电价变化 资料来源：公开资料整理，觅途咨询研究&分析 类似的，以下为2024年某日德国日内电力市场电价情况： 图表3德国2024年某日日内市场电价变化 资料来源：公开资料整理，觅途咨询研究&分析 以下为2024年某日德国辅助服务和平衡市场aFFR和mFFR能量收益情况： 图表4德国2024年某日辅助服务和平衡市场aFFR和mFFR能量收益变化 资料来源：公开资料整理，觅途咨询研究&分析 1.3用户电价构成机制 德国用户电价采用套餐合约的方式，用户与电力零售商以年为单位签订电力合约，电价在合约期间一般不会变动。一般合约覆盖1年或2年，年终根据用电量多退少补。 德国居民和工商业用户的电价构成机制类似，包括电力供应成本、电网成本和各种税费 /附加费3大组成部分。其中，电力供应成本为电力零售商的购电成本，由于各个电力零售商的电力采购策略和配电成本不同，各个电力零售商的电力供应成本可能会有所不同。一般来说，电力零售商会同时从中长期市场和现货市场采购电力，在保供的同时获取一定的灵活性。其次，电网成本为TSO向各个电力市场参与者的过网费用。新能源电量占比提升后，TSO需要增加电网投资，其次辅助服务费用成本、环境溢价、税金提升等均向用户侧传导，电网成本将有一定的提升。最后，德国各地政府、发电厂等会向用户收取一定的税费/附加费。 虽然电价构成机制类似，德国居民和工商业用户的电价差异巨大。主要是由于政府对于工商业的自产，基本不收取工商业用户的税费。以2024年的情况来看，德国居民用户电价中，电力供应成本占