欧洲储能市场悄然生变

　　综合多家行业机构统计研究显示，近年来，由于频频出现负电价，储能项目在欧洲日益“走红”。而随着储能产业快速发展，欧洲储能市场也悄然改变，从原来的以户用储能为主，逐渐向大型储能“当家”转变。

　　负电价加速储能项目部署

　　近年来，负电价在欧洲多国已经成为“常态”。根据荷兰研究机构Strategy日前发布的数据，今年1月1日至8月14日，荷兰EPEX现货期货市场累计出现347个小时的负电价，超过去年全年316小时的负电价。

　　该机构分析师指出，随着可再生能源发电量持续攀升，未来负电价将越发频繁地出现。预计今年，荷兰出现负电价的时长将达到450小时至550小时；由于太阳能和风力发电量的持续增长，到2025年，预计荷兰出现负电价的时长将大幅增长到550小时至750小时；到2026年，荷兰负电价时长将进一步增至800小时-1200小时；到2027年-2029年间，这一数字将达到1000小时-1500小时。

　　分析人士认为，欧洲负电价情况日益严重不仅暴露了电网灵活性不足，也凸显了储能技术在能源转型中的重要性。

　　为此，近年来，欧洲各国政府通过制定一系列激励政策，例如税收减免、提供补贴等，促进储能技术的发展和应用，并通过设定储能部署目标，系统地将储能系统纳入可再生能源拍卖中，并允许电池储能系统在所有电力市场运行。

　　同时，欧洲各国还在加速推进储能产业链的本土化建设，通过设立目标、推出法规和基金支持等措施，鼓励本土企业加大研发投入和生产规模。

　　从户用储能转向大型储能

　　在储能项目持续兴起的同时，欧洲储能市场格局也开始改变，户用储能需求日益走低，大型储能受到越来越多的关注。

　　以德国为例，德国亚琛工业大学统计显示，今年前7个月，德国新增户用储能装机量同比下降14.48%，其中，7月单月新增户用储能装机更是同比锐减36.58%。

　　有业内人士指出，电价持续下行、部分国家补贴退坡，是导致欧洲储能市场格局生变的主要原因。

　　数据显示，今年6月，欧盟国家平均批发电价同比下降14.64%；7月，欧洲终端电价已经降至0.242欧元/千瓦时。

　　政策方面，以意大利为例，该国曾提出一项针对储能项目的补贴计划，于2020年开始执行，其中设定户用储能设备税收抵免额度为110%，但2022年底，意大利明确，2023年-2025年，上述税收抵免额度每年将分别减少至90%、70%和65%。受此影响，今年第一季度，意大利储能装机量同比下降超20%。

　　与户用储能“节节败退”形成鲜明对比的，是大型储能在欧洲市场渐受青睐。

　　德国机构ISEA统计显示，今年1-7月，德国新增大型储能装机量同比增长65.69%。另据欧洲研究机构SPE预测，今年，欧洲大型储能装机量有望达到11吉瓦时，同比增幅将高达205%；大型储能在欧洲储能市场的占比将达到49%，超过户用储能成为市场主导力量。

　　欧洲储能协会指出，除德国外，英国和意大利短期内也将成为欧洲大型储能装机量增长的重要“推手”。据了解，一直以来，英国储能市场都以大型储能为主，项目案例与政策框架较为完善，自2020年以来装机量每年翻一番，预计未来两年有望持续增长。意大利则制定了2030年可再生能源目标，投资177亿欧元在南部和岛屿地区建设大型储能项目。

　　欧洲储能协会预计，今年，欧洲市场的大型储能装机增长将以英国和意大利为主；到2030年，欧洲其他各国大型储能装机将开始放量。（记者 李慧）

　　转自：中国能源报

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