2023年，随着光储成本降低，欧洲的大储市场逐步打开，大型储能项目的规模也在持续增加。根据Wood Mackenzie预测，到2031年欧洲大储累计装机量将达到42GW/89GWh，其中，英国引领欧洲大储装机，到2031年将达25.68GWh，预计2024年英国大储有望发力。可再生能源装机增长、收益模式逐步完善等因素，将进一步驱动欧洲大储发展。
图：欧洲前十大电网级储能市场装机预测图片
刚性需求驱动叠加电改落地，英国大储蓄势待发
英国存在保障电力供应、提升电网稳定性的诉求，具备发展大储的强烈动力。英国作为岛屿国家，与欧洲大陆各国相比，其电力供应能力和电网灵活性存在一定局限。
一方面，煤电的不断退出导致电力供应存在缺口，电力依赖进口。另一方面，风电、光伏等波动性可再生能源对电网形成冲击，极大增加了英国电力系统的平衡成本，部分拥堵时段英国只能被迫以高价从法国、比利时等国购入平衡电量。
图：2024年英国储能新增装机预测
2023年7月19日，欧洲议会正式通过电力市场设计改革方案，方案将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，从顶层架构层面强调新型储能在构建可靠的能源系统中的重要作用。
碳中和、增加电力供应能力、同时提升电网稳定性的诉求下，英国在大力发展可再生能源的同时，需要持续推进大储系统的建设，为可再生能源大规模接入电力系统提供充分支撑。
商业模式成熟，收益机制丰富
成熟的商业模式使英国储能装机稳步增长。根据Modo统计，英国大储累计装机自2016年0.01GW增长至2022年底的1.93GW，到2026年底英国当地的大储累计装机有望达13GW，未来4年平均每年新增装机将不低于2.77GW，保守按照2h配储时长，每年新增装机将不低于5.5GWh。
图：英国储能装机量持续增长
随着政策推动市场机制成型，目前自由化程度相对较高的英国电力市场为英国储能丰富的收益机制奠定了基础。
英国储能电站收益机制丰富，从价值量相对较高的调频服务市场和备用市场到价值量不高的能量市场，储能能够获取的收益来源超过10种。大储项目可参与容量市场、电量市场、平衡备用和调频辅助服务市场，通过收益叠加获得较为理想的回报。
项目储备完善，英国引领欧洲大储市场
当前，储能系统成本的下降进一步降低了英国储能电站的建设成本，有望进一步提升大储经济性。从整个欧洲来看，欧洲率先提出2050碳中和目标，能源转型势在必行，欧洲大型储能规划项目较多。
据欧洲储能协会（EASE）统计，2022年欧洲储能新增装机4.5GW，其中大储占据2GW。从大储装机区域来看，英国市场占比42%，是欧洲最大的大储市场。
此外，根据Solar Media数据，截至2022年底，英国已有20.2GW大储项目获批，将在3-4年内完成建设；已规划或部署储能系统61.5GW，增长空间广阔。
大储装机需求本质上来源于可再生能源接入电网带来的灵活性资源需求。在“REPower EU”2030年可再生能源装机占比45%的目标下，欧洲可再生能源装机将持续增长，推动大储装机提升。
来源：EnergyTrend储能整理
