歐洲儲能市場悄然生變

　　綜合多家行業機構統計研究顯示，近年來，由于頻頻出現負電價，儲能項目在歐洲日益“走紅”。而隨著儲能產業快速發展，歐洲儲能市場也悄然改變，從原來的以戶用儲能為主，逐漸向大型儲能“當家”轉變。

　　負電價加速儲能項目部署

　　近年來，負電價在歐洲多國已經成為“常態”。根據荷蘭研究機構Strategy日前發布的數據，今年1月1日至8月14日，荷蘭EPEX現貨期貨市場累計出現347個小時的負電價，超過去年全年316小時的負電價。

　　該機構分析師指出，隨著可再生能源發電量持續攀升，未來負電價將越發頻繁地出現。預計今年，荷蘭出現負電價的時長將達到450小時至550小時；由于太陽能和風力發電量的持續增長，到2025年，預計荷蘭出現負電價的時長將大幅增長到550小時至750小時；到2026年，荷蘭負電價時長將進一步增至800小時-1200小時；到2027年-2029年間，這一數字將達到1000小時-1500小時。

　　分析人士認為，歐洲負電價情況日益嚴重不僅暴露了電網靈活性不足，也凸顯了儲能技術在能源轉型中的重要性。

　　為此，近年來，歐洲各國政府通過制定一系列激勵政策，例如稅收減免、提供補貼等，促進儲能技術的發展和應用，并通過設定儲能部署目標，系統地將儲能系統納入可再生能源拍賣中，并允許電池儲能系統在所有電力市場運行。

　　同時，歐洲各國還在加速推進儲能產業鏈的本土化建設，通過設立目標、推出法規和基金支持等措施，鼓勵本土企業加大研發投入和生產規模。

　　從戶用儲能轉向大型儲能

　　在儲能項目持續興起的同時，歐洲儲能市場格局也開始改變，戶用儲能需求日益走低，大型儲能受到越來越多的關注。

　　以德國為例，德國亞琛工業大學統計顯示，今年前7個月，德國新增戶用儲能裝機量同比下降14.48%，其中，7月單月新增戶用儲能裝機更是同比銳減36.58%。

　　有業內人士指出，電價持續下行、部分國家補貼退坡，是導致歐洲儲能市場格局生變的主要原因。

　　數據顯示，今年6月，歐盟國家平均批發電價同比下降14.64%；7月，歐洲終端電價已經降至0.242歐元/千瓦時。

　　政策方面，以意大利為例，該國曾提出一項針對儲能項目的補貼計劃，于2020年開始執行，其中設定戶用儲能設備稅收抵免額度為110%，但2022年底，意大利明確，2023年-2025年，上述稅收抵免額度每年將分別減少至90%、70%和65%。受此影響，今年第一季度，意大利儲能裝機量同比下降超20%。

　　與戶用儲能“節節敗退”形成鮮明對比的，是大型儲能在歐洲市場漸受青睞。

　　德國機構ISEA統計顯示，今年1-7月，德國新增大型儲能裝機量同比增長65.69%。另據歐洲研究機構SPE預測，今年，歐洲大型儲能裝機量有望達到11吉瓦時，同比增幅將高達205%；大型儲能在歐洲儲能市場的占比將達到49%，超過戶用儲能成為市場主導力量。

　　歐洲儲能協會指出，除德國外，英國和意大利短期內也將成為歐洲大型儲能裝機量增長的重要“推手”。據了解，一直以來，英國儲能市場都以大型儲能為主，項目案例與政策框架較為完善，自2020年以來裝機量每年翻一番，預計未來兩年有望持續增長。意大利則制定了2030年可再生能源目標，投資177億歐元在南部和島嶼地區建設大型儲能項目。

　　歐洲儲能協會預計，今年，歐洲市場的大型儲能裝機增長將以英國和意大利為主；到2030年，歐洲其他各國大型儲能裝機將開始放量。（記者 李慧）

　　轉自：中國能源報

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