灵活性资源需求+经济性+政策支持推动欧洲大储需求高增长。
降低能源对外依存度+降低碳排放的诉求推动欧洲积极发展可再生能源。2022 年 5 月，欧 盟发布了 REPowerEU 计划，将 2030 年可再生能源的占比目标从 40%提高到 45%，2023 年，欧洲议会通过了可再生能源指令 REDⅢ，提出在 2030 年将可再生能源的占比在欧盟 终端能源消费中提高到 42.5%（成员国目标为 45%）。欧洲积极发展可再生能源的诉求来自 两方面：一方面是能源自主需求，欧洲能源对外依存度高，特别是天然气，而欧俄能源脱 钩强化了该诉求；另一方面是减碳，德国/意大利/英国承诺 2045 年/2050 年/2050 年实现碳 中和。
欧洲主要国家均通过投入资金规划积极的远期风光装机目标，近几年风光装机占比快速提 升。德国提供 80 亿欧元用于支持气候行动计划，规划 2030 年实现光伏装机 215GW，2035 年实现陆风装机 160GW。意大利计划投入 274 亿欧元促进可再生能源发展。英国计划 2030 年实现海上风电 50GW，包括 5GW 漂浮式海上风电。根据 Ember，欧洲风光发电占比从 2021 年的 13.6%提升至 2023 年的 18.2%。根据欧盟委员会，欧盟规划到 2030 年实现光 伏累计装机 592GW，风电累计装机 510GW。欧洲各国规划目标较高，随着欧洲能源自主 转型逐步推进，我们认为欧洲风光发电装机仍有较大提升空间。
欧洲可再生能源装机占比提升，将带来并网容量紧缺问题，导致灵活性资源需求大增。可 再生能源发电的波动性和间歇性，导致电力供需失衡，对电网的稳定性和可靠性构成威胁。 根据 IEA 统计，可再生能源占比较高的丹麦/爱尔兰/德国/西班牙/英国，其新能源接入对电 力系统影响程度均在第四阶段及以上，这意味着可再生能源在某些时期满足几乎所有需求， 甚至产生大量的盈余，从而导致弃电和负电价现象。同时，新增新能源项目并网周期显著 拉长，根据 BNEF 统计，截至 2022 年底法国、意大利、西班牙和英国等待并网的光伏和风 电容量达到 596GW，新能源项目从项目申请至完成并网的平均等待时间长达 3-7 年。由此 可见，欧洲的并网容量已出现紧缺现象，灵活性资源需求大增。
相较其他灵活性资源，电化学储能具备低成本、安装灵活的优势，可满足大部分日内调节 需求，帮助提升新能源发电消纳率。传统电力系统灵活性资源以火电、燃气发电、抽水蓄 能电站为主。电化学储能电站一方面随着电池成本下降，相较燃气调峰电厂逐步具备成本 优势，另一方面电化学储能电站具备模块化特点，项目安装实施相较传统的电力项目更加 高效。IEA 预计：全球 2050 年电池储能在灵活性资源中占比将上升至 30%。
欧洲大储盈利模式中辅助服务先行，但在整体占比逐步走低。大储项目的盈利模式一般包 括：辅助服务、电价套利、容量市场等。与频率调节相关的辅助服务最先发展起来，包括 频率控制储备（FCR）、频率恢复储备（FRR）、替代储备（RR）。辅助服务也是目前大部 分储能项目主要盈利模式，辅助服务的收益直接受到调用频率及价格的影响。但是从 24 年 FCR 的需求增速明显放缓、FCR 的中标价格也出现显著下滑等现象看，频率调节辅助服务 市场逐步饱和。欧洲大储其他盈利模式的份额显著增长，尤其是容量和套利交易的增长速 度领先，因而市场正从单一的辅助服务向多元化应用方向扩展。根据 Wood Mackenzie 的 数据，辅助服务在储能市场中的占比已从 2018 年的 90%逐步下降至 2024 年的 42%。
峰谷价差扩大带来储能套利机会，部分国家已实现峰谷套利收益模式的盈利。根据 BloombergNEF 测算，2019 年至 2024 年间，两小时电池的最小-最大电力价格差在多数欧 洲地区呈现总体上升趋势。我们认为 2022 年电价差上升主要系俄乌冲突导致电价上行所致， 随着冲突的放缓电价差在 2023 年出现下行，而 2024 年中以来，新能源接入冲击电网的趋 势趋于明显，持续加大电价差，我们认为新能源装机占比为长周期上行变量，未来电价差 有望进一步提升，储能市场在峰谷价差套利上的盈利潜力将进一步扩大。一小时储能电池 实现盈利所需的电力价格平均最小-最大价差最高为 137 欧元/MWh，而两小时和四小时储 能电池的所需价差则分别为 114 欧元/MWh 和 103 欧元/MWh。目前，匈牙利和罗马尼亚的 大储项目在所有三种类型的储能电池上均实现了套利盈利。其余国家的两小时和四小时储 能电池的平均价差与盈利所需价差的差距较小，未来有望通过这一业务实现盈利。
高成本火电机组退役带来调峰缺口，给储能参与容量市场机会。随着电力市场化的推进， 成本高昂的火电机组在竞争中逐渐被淘汰，带来调峰需求缺口。为确保电力系统的安全性， 各国建立容量市场机制，正确衡量储能等灵活性资源的容量价值，在不干扰批发市场的前 提下为发电资产提供容量补偿。截至 2022 年底，欧洲 2h 储能系统的平均容量拍卖价格达 €26000/MW/年，盈利能力可观，我们认为容量市场将拓宽储能盈利路径，提升经济性。
欧洲部分国家大储项目已实现盈利，更多国家有望跟进。2023 年，欧洲仅比利时和荷兰的 大储项目实现盈利，主要依赖频率响应业务收入。截至 24 年 8 月，丹麦、德国、罗马尼亚 和匈牙利也进入盈利行列，多数国家的套利业务的占比不断提升。
欧洲部分储能项目已具备经济性，具体体现在以下两个方面。1）独立储能项目 IRR 具备经 济性：以德国独立储能项目为例，我们假设项目规模为 100MW/200MWh，储能系统使用 特斯拉的 Megapack，储能单位成本为 0.51 欧元/Wh，假设能量转换效率为 92%，项目使 用年限为 20 年，我们假设贷款利率为 5.5%，补贴为 0.30 欧元/Wh，假设盈利模式仅有频 率服务、峰谷套利、容量市场三种类型，我们计算得出项目的 IRR 达 8.69%，已实现较好 经济性；2）大型光储项目 LCOE 已低于传统能源项目：以德国为例，根据 Fraunhofer ISE 的 24 年 7 月的研究，2024 年德国大型光伏配储 LCOE 为 6-11 欧分/KWh，已经显著低于 德国其他的传统化石能源项目，如硬煤 LCOE 在 15 欧分/KWh 以上。
未来光储进一步平价、补贴与降息有望提高欧洲大储项目经济性。根据我们的测算，补贴 和贷款利率对欧洲大储项目的资本 IRR 具有显著影响。随着补贴的提高或贷款利率的降低， IRR 显著上升。以补贴的敏感性分析为例，当贷款利率为 5.5%时，补贴从 0.30 欧元/Wh 提高至 0.36 欧元/Wh，IRR 从 8.69%提高至 16.94%，呈现出显著增长。这表明，较高的补 贴水平或更低的贷款利率能够有效改善项目的经济性，预计未来欧洲的大型储能项目在补 贴政策和贷款利率的双重支持下，经济性将进一步增强，有望吸引更多的投资并推动大储 起量。由于此处假设补贴为一次性补贴，故以下对于补贴的敏感性分析与对于储能系统成 本的敏感性分析等价，因此光储平价化对储能项目的经济性同样具备较大促进作用。
欧盟政策接连推出，支持储能发展。2022年12月欧洲议会投票通过 REPowerEU 修正案， 计划加快电池储能等的可再生能源项目的审批许可速度，加快欧洲大储项目的部署落地。 2023 年 3 月，欧盟委员会发布电力市场改革草案，并在 7 月的欧洲议会正式投票通过电力 市场设计改革方案，鼓励可再生能源发电商签订长期购电合同（PPA）和政府授权的差价 合约（CfDs），以减少短期价格波动，鼓励电网引入更多非化石燃料灵活性资源（如储能、 需求侧响应），并通过容量市场等方式为其提供合理的投资回报，强调新型储能在维护电力 系统稳定性的重要作用。
各国陆续制定支持性政策与储能装机目标。各国政府和输电系统运营商认识到储能对于促 进能源转型的关键作用，均陆续制定支持性政策，包括减税、补贴等。各国也相继提出储 能装机目标，例如意大利在 2023 年 12 月公布到 2033 年将建设超过 9GW/71GWh 的储能 设施。根据 WoodMac，到 2030 年西班牙和英国的储能目标均超过 20 GW。
