近期，业内传言德国源网侧储能即将迎来大爆发，并预计2024年欧洲大型储能系统装机容量将首次超过户用储能系统，成为推动储能市场增长的主要力量。其中，德国、英国、意大利等国家在部署大型储能项目方面表现突出。
德国源网侧储能市场将超过户储增速
据ISEA & RWTH Aachen University统计，2024年1-7月，德国户储新增装机2587MWh，同比-14.48%，其中7月户储新增装机319MWh，户储同比-36.58%。2024年1-7月，德国大储新增装机231.59MWh，同比+65.69%。其中7月份大储23.6MWh，与2023年7月的零装机相比显著提升。
另有数据显示，2024年6月，德国储能新增装机260.4MW/389.3MWh，容量装机同比下降26%，环比下降7%，表现依旧较为低迷。其中，6月户储新增装机255MW/372MWh，同环比分别为-28%/-3%，走弱的主要原因在于光伏装机的下滑，6月德国光伏装机同比降幅相较5月由-11%扩大至-18%，下行趋势较为明显。
同时，德国表前大储与工商业储能同比增长，但绝对量增长较为有限。德国表前大储6月新增装机规模达到14.9MW/29.7MWh，同环比分别为+22%/+143%；工商业储能新增装机7.26MW/17.6MWh，同环比分别为+17%/-2%。
从上面的数据可以看到一个很显著的变化，那就是德国储能市场正由户储单一格局迈向多元化，其中源网侧储能市场将超过户储增速，这也就意味着，在德国乃至欧洲，新的市场正蓄势待发。
英国意大利成为欧洲大储增长驱动力
在德国大储快速增长的同时，英国与意大利也是短期内欧洲大储增长的重要驱动力。
英国储能市场一直以来都以大储为主，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，欧洲储能协会（EASE）预测未来两年有望持续增长。2024年上半年，英国大储装机暂时受到了项目节奏的影响，并网延期现象改善较为有限，6月并网规模仅有0.12MW，2024Q2新增装机178.3MW，同环比均出现较大幅度的下滑。
据Modo Energy统计，2024年上半年，英国大储装机0.32GW，同比-58.7%，三季度末规划并网规模达到1.1GW，但实际投入运营规模预计仅有150-430MW，从目前情况来看，英国大储重回2023年的高增长依旧需要等待审批流程的进一步优化。
同时，意大利制定了2030年可再生能源目标，投资177亿欧元计划在南部和岛屿地区建设大储项目，计划装机规模高达9GW/71GWh。根据EASE预测，2024年大储装机将以英国与意大利为主，而到了2030年，欧洲其他各国装机开始放量，欧洲累计装机规模预计可达71GW/172GWh。
欧洲市场将从户储转向大储
业内人士认为，2024年欧洲市场户储装机同比下滑的主要原因是电价下行叠加部分国家补贴退坡，对户储需求造成影响。
电价方面，2024年6月，欧洲28国平均批发电价为76.38欧元/MWh，同比-14.64%，回顾2022年至今，欧洲批发电价已大幅回落，并逐步传导至终端电价，据HEPI统计，2024年7月，欧洲终端电价已降至0.242欧元/kWh。
政策退坡方面，意大利的Superbonus计划于2020年开始执行，户储设备税收抵免额度提高至110%，2022年底意大利明确了2023-2025年税收抵免额度将分别退坡至90%、70%和65%，电价下降叠加补贴退坡必然影响了储能需求。有数据显示，意大利2024年Q1储能装机量达440MW/914MWh，同比-25.9%/-21.3%。
从逆变器的发货看，中国向欧洲的出口额从3月份起呈现环比上升态势，2024年6月，中国对欧洲的逆变器出口额达24.65亿元，环比+2.7%，目前，欧洲逆变器去库已接近尾声。随着大型光伏项目的数量不断增加，居民用电量的逐年提升，欧洲大储需求将得到释放。
另据SPE预测，2024年欧洲大储装机量将达11GWh，同比+205%，2024年大储装机占比达49%，超越户储39%的装机占比。SPE预测到2028年大储装机将达35.9GWh，也就是说，在近几年当中，欧洲储能市场将逐渐从以户储为主导转向以大储为主导。
负电价加速欧洲储能项目部署
此外，负电价在欧洲等地已经成为常态。根据荷兰研究机构Strategy公司日前发布的荷兰能源市场数据，从今年1月1日到8月14日，荷兰EPEX现货期货市场累计出现了347个小时的负电价，已经超过去年的316小时的负电价。
Strategy公司的分析师指出，随着可再生能源发电量的持续攀升，负电价现象愈发频繁，预计未来几年内将持续加剧。荷兰今年出现负电价的时间将达到450～550个小时，值得注意的是，荷兰太阳能与风力发电量的持续增长无疑将导致负电价的时长显著增长，预计在未来几年内，电力供应在特定时段内将远超需求，从而导致出现负电价的时长大幅增长，预计到2025年将大幅增长到550～750小时。到2026年，荷兰能源市场中负电价时长将达到800～1200小时。预计2027年～2029年将达到1000～1500小时。
总之，欧洲的负电价现象日益严重不仅暴露了电网灵活性的不足，也凸显了储能技术在能源转型中的重要性。储能系统可以通过平衡供需关系、提高经济效益、提升电网稳定性和促进可再生能源消纳等方面来有效缓解负电价问题。
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，为了减少对外部依赖，欧洲正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。未来几年，随着储能技术的不断进步和成本的进一步降低，储能系统将在欧洲缓解负电价问题和能源转型的过程中发挥更加重要的作用。
碳足迹核算标准的变动将造成重大影响
值得注意的是，2025年起，欧盟区域销售的电池将被强制要求报送碳排放，且于2028年采取电池碳足迹分级，并禁售超出碳排放阈值的电池。在电池全生命周期的碳排放中，电力碳足迹占比为40%-50%，而强制报送电池碳足迹以及碳足迹核算标准的变动对于中国电池企业来说尤为不利。
早前在2023年8月17日，《欧盟电池与废电池法》(EU) 2023/1542正式生效，这也标志着欧盟电池产业迈入了可持续发展的新纪元。该法案对电池的全生命周期管理提出了严格要求，特别是针对动力电池、轻型运输工具电池及工业电池等关键领域，强制要求电池提供碳足迹声明，并实施电池标签和护照制度。此外，法案还规定了可再生金属使用比例及严格的回收目标，旨在推动电池产业的绿色转型。
然而这些举措中，仅仅是强制要求电池提供全生命周期碳足迹声明就足以让中国电池企业出口进退两难。据国家统计局数据显示，中国已成为全球最大的电池生产国之一，但企业在碳足迹核算方面仍面临诸多难题。
首先，欧盟的复杂核算标准与国内现有标准的并不兼容，高昂的建模成本和庞大的数据收集需求，进一步增加了企业的运营成本和时间成本。
其次，在电力碳足迹计算方面，欧盟《电动车电池碳足迹计算和核查方法学》征求意见稿中提到，除新能源电力直连（直供电和分布式光伏）以外，所有的网购电（包括绿电）则要求使用全国电网平均排放因子计算碳排放。
其中有两点变化需要关注：
欧盟在新政策中只认直连绿电。而在中国，直供电新能源供给成本较高，实现难度大，对依赖电网供电的中国电池企业尤为不利。
平均电力排放因子以国家范围来划定。中国平均电力排放因子为0.582，对比欧洲国家，法国、瑞典、挪威排放因子甚至不到0.06，且中国以煤电为主的电力供给结构在短期内很难改变。
根据国家能源局数据，电力排放占电池产品碳足迹40%以上，而新政策却在电力供给方面仅支持绿电直连，且以国家为单位划定电力排放因子。
这些客观因素都将对中国电池企业对欧洲的出口造成重大影响，因此亟需对标欧盟Gos，促使国家依托温室气体排放因子数据库，建立适合电池行业的剩余排放因子体系，推动国际国内碳足迹计算标准和因子库的互认和统一。
