德國源網側儲能市場增速將超過戶儲
據ISEA&RWTH Aachen University統計，2024年1-7月，德國戶儲新增裝機2587MWh，同比-14.48%，其中7月戶儲新增裝機319MWh，戶儲同比-36.58%。2024年1-7月，德國大儲新增裝機231.59MWh，同比+65.69%。其中7月份大儲23.6MWh，與2023年7月的零裝機相比顯著提升。
另有數據顯示，2024年6月，德國儲能新增裝機260.4MW/389.3MWh，容量裝機同比下降26%，環比下降7%，表現依舊較為低迷。其中，6月戶儲新增裝機255MW/372MWh，同環比分別為-28%/-3%，走弱的主要原因在于光伏裝機的下滑，6月德國光伏裝機同比降幅相較5月由-11%擴大至-18%，下行趨勢較為明顯。
同時，德國表前大儲與工商業儲能同比增長，但絕對量增長較為有限。德國表前大儲6月新增裝機規模達到14.9MW/29.7MWh，同環比分別為+22%/+143%；工商業儲能新增裝機7.26MW/17.6MWh，同環比分別為+17%/-2%。
從上面的數據可以看到一個很顯著的變化，那就是德國儲能市場正由戶儲單一格局邁向多元化，其中源網側儲能市場將超過戶儲增速，這也就意味著，在德國乃至歐洲，新的市場正蓄勢待發。
英國、意大利成為歐洲大儲增長驅動力
在德國大儲快速增長的同時，英國與意大利也是短期內歐洲大儲增長的重要驅動力。
英國儲能市場一直以來都以大儲為主，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，歐洲儲能協會(EASE)預測未來兩年有望持續增長。2024年上半年，英國大儲裝機暫時受到了項目節奏的影響，并網延期現象改善較為有限，6月并網規模僅有0.12MW，2024Q2新增裝機178.3MW，同環比均出現較大幅度的下滑。
據Modo Energy統計，2024年上半年，英國大儲裝機0.32GW，同比-58.7%，三季度末規劃并網規模達到1.1GW，但實際投入運營規模預計僅有150-430MW，從目前情況來看，英國大儲重回2023年的高增長依舊需要等待審批流程的進一步優化。
同時，意大利制定了2030年可再生能源目標，投資177億歐元計劃在南部和島嶼地區建設大儲項目，計劃裝機規模高達9GW/71GWh。根據EASE預測，2024年大儲裝機將以英國與意大利為主，而到了2030年，歐洲其他各國裝機開始放量，歐洲累計裝機規模預計可達71GW/172GWh。
歐洲市場將從戶儲轉向大儲
業內人士認為，2024年歐洲市場戶儲裝機同比下滑的主要原因是電價下行疊加部分國家補貼退坡，對戶儲需求造成影響。
電價方面，2024年6月，歐洲28國平均批發電價為76.38歐元/MWh，同比-14.64%，回顧2022年至今，歐洲批發電價已大幅回落，并逐步傳導至終端電價，據HEPI統計，2024年7月，歐洲終端電價已降至0.242歐元/kWh。
政策退坡方面，意大利的Superbonus計劃于2020年開始執行，戶儲設備稅收抵免額度提高至110%，2022年底意大利明確了2023-2025年稅收抵免額度將分別退坡至90%、70%和65%，電價下降疊加補貼退坡必然影響了儲能需求。有數據顯示，意大利2024年Q1儲能裝機量達440MW/914MWh，同比-25.9%/-21.3%。
從逆變器的發貨看，中國向歐洲的出口額從3月份起呈現環比上升態勢，2024年6月，中國對歐洲的逆變器出口額達24.65億元，環比+2.7%，目前，歐洲逆變器去庫已接近尾聲。隨著大型光伏項目的數量不斷增加，居民用電量的逐年提升，歐洲大儲需求將得到釋放。
另據SPE預測，2024年歐洲大儲裝機量將達11GWh，同比+205%，2024年大儲裝機占比達49%，超越戶儲39%的裝機占比。SPE預測到2028年大儲裝機將達35.9GWh，也就是說，在近幾年當中，歐洲儲能市場將逐漸從以戶儲為主導轉向以大儲為主導。
負電價加速歐洲儲能項目部署
此外，負電價在歐洲等地已經成為常態。根據荷蘭研究機構Strategy公司日前發布的荷蘭能源市場數據，從今年1月1日到8月14日，荷蘭EPEX現貨期貨市場累計出現了347個小時的負電價，已經超過去年的316小時的負電價。
Strategy公司的分析師指出，隨著可再生能源發電量的持續攀升，負電價現象愈發頻繁，預計未來幾年內將持續加劇。荷蘭今年出現負電價的時間將達到450～550個小時，值得注意的是，荷蘭太陽能與風力發電量的持續增長無疑將導致負電價的時長顯著增長，預計在未來幾年內，電力供應在特定時段內將遠超需求，從而導致出現負電價的時長大幅增長，預計到2025年將大幅增長到550～750小時。到2026年，荷蘭能源市場中負電價時長將達到800～1200小時。預計2027年～2029年將達到1000～1500小時。
總之，歐洲的負電價現象日益嚴重不僅暴露了電網靈活性的不足，也凸顯了儲能技術在能源轉型中的重要性。儲能系統可以通過平衡供需關系、提高經濟效益、提升電網穩定性和促進可再生能源消納等方面來有效緩解負電價問題。
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，為了減少對外部依賴，歐洲正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。未來幾年，隨著儲能技術的不斷進步和成本的進一步降低，儲能系統將在歐洲緩解負電價問題和能源轉型的過程中發揮更加重要的作用。
碳足跡核算標準的變動將造成重大影響
值得注意的是，2025年起，歐盟區域銷售的電池將被強制要求報送碳排放，且于2028年采取電池碳足跡分級，并禁售超出碳排放閾值的電池。在電池全生命周期的碳排放中，電力碳足跡占比為40%-50%，而強制報送電池碳足跡以及碳足跡核算標準的變動對于中國電池企業來說尤為不利。
早前在2023年8月17日，《歐盟電池與廢電池法》(EU)2023/1542正式生效，這也標志著歐盟電池產業邁入了可持續發展的新紀元。該法案對電池的全生命周期管理提出了嚴格要求，特別是針對動力電池、輕型運輸工具電池及工業電池等關鍵領域，強制要求電池提供碳足跡聲明，并實施電池標簽和護照制度。此外，法案還規定了可再生金屬使用比例及嚴格的回收目標，旨在推動電池產業的綠色轉型。
然而這些舉措中，僅僅是強制要求電池提供全生命周期碳足跡聲明就足以讓中國電池企業出口進退兩難。據國家統計局數據顯示，中國已成為全球最大的電池生產國之一，但企業在碳足跡核算方面仍面臨諸多難題。
首先，歐盟的復雜核算標準與國內現有標準的并不兼容，高昂的建模成本和龐大的數據收集需求，進一步增加了企業的運營成本和時間成本。
其次，在電力碳足跡計算方面，歐盟《電動車電池碳足跡計算和核查方法學》征求意見稿中提到，除新能源電力直連(直供電和分布式光伏)以外，所有的網購電(包括綠電)則要求使用全國電網平均排放因子計算碳排放。
其中有兩點變化需要關注：
歐盟在新政策中只認直連綠電。而在中國，直供電新能源供給成本較高，實現難度大，對依賴電網供電的中國電池企業尤為不利。
平均電力排放因子以國家范圍來劃定。中國平均電力排放因子為0.582，對比歐洲國家，法國、瑞典、挪威排放因子甚至不到0.06，且中國以煤電為主的電力供給結構在短期內很難改變。
根據國家能源局數據，電力排放占電池產品碳足跡40%以上，而新政策卻在電力供給方面僅支持綠電直連，且以國家為單位劃定電力排放因子。
這些客觀因素都將對中國電池企業對歐洲的出口造成重大影響，因此亟需對標歐盟Gos，促使國家依托溫室氣體排放因子數據庫，建立適合電池行業的剩余排放因子體系，推動國際國內碳足跡計算標準和因子庫的互認和統一。
來源：中國儲能網
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