据能源圈了解到，“负电价”在欧洲逐渐常态化，暴露了欧洲各国电网灵活性不足的短板，也预示着储能技术将在未来缓解欧洲负电价问题及能源转型的过程中发挥更加重要的作用，为储能企业出海提供更多的机遇。

过去一年，欧洲多国负电价持续时长屡创新高

上周，2025年首个交易日，德国发电厂做了一次“赔本生意”，由于风能发电量高达40GW，远超当时的需求，电价负值状态持续了4个小时。

不只是德国，2024年中，欧洲多国负电价时段刷新记录。

欧洲电力交易所数据显示，2024年，英国负电价时长增长了70%；德国负电价时长达468小时，增加了60%；法国负电价时长增长了一倍，达356小时；西班牙2024年则首次出现负电价现象，全年累计247小时。

“负电价”是指电力市场中供大于求导致市场结算价为负值，这意味着，发电企业每发出一度电需要向购电者支付费用。

在欧洲，“负电价”并非新鲜事物，早在2007年，德国电力交易市场就启动了“负电价”机制。此后，英国、荷兰、西班牙、芬兰、法国、美国、澳大利亚等国家也相继引入了“负电价”。

“负电价”频现，根本原因是供需不平衡，进入21世纪后，西方发达国家率先大力发展以风光主的绿色电力，使得新能源发电快速扩张。

尤其是2022年俄乌冲突爆发，乌克兰切断了对欧洲大陆大部分地区的天然气输送，导致能源价格飙升，欧洲各国可再生能源建设随之急剧增加。

根据国际能源署的数据，2023年，欧盟对可再生能源的投资总额接近1100亿美元，比前一年增长了6%以上。

以德国为例，近年来，该国大力推进光伏装机和可再生能源发展，2023年，其可再生能源新增装机容量17GW，总装机容量接近170GW，同比增长12%，增长主要来自光伏，与2022年相比，德国2023年的光伏发电量几乎翻了一番，进入2024年，德国约54%的总发电量来自于可再生能源。

与传统的火电和水电相比，新能源发电具有间歇性和不稳定性，其发电量往往与电力需求不完全匹配。

在新能源发电高发时段，如风力强劲或阳光充足的白天，电力供给可能会远远超过需求，新能源发电企业为避免关闭发电机组带来的巨大损失，会大幅降价，甚至宁愿花钱请人（或企业）来消耗电量，从而导致电价下降甚至变为负值。

另一方面，欧盟国家由于制造业衰退，工业用电需求减少，使得欧盟国家对于电力市场的调节能力减弱。

基于以上原因，欧洲国家负电价现象越来越频繁，至少发生了1480次。

实际上，负电价反映的是欧洲可再生能源大规模接入电网带来的“消纳问题”，并非电力供应过剩。

可再生能源发电量在电力结构中占比逐渐升高，加上电力储备不足、储存设施匮乏以及电网灵活性欠佳等问题，使得欧洲各国难以避免发电量大幅波动，电价频繁出现“负价”和“天价”，给电网运行增加了综合成本，最终由普通消费者买单。

2021年，英国经历了一个少风的夏天，导致电价数月内激增7倍；2022年，德国因风力不足，电价在4天内翻了2倍多；2024年底，欧洲现货市场电价一度飙升至每兆瓦时1000欧元，折合人民币每度电约7.6元。

欧洲大储市场正在快速发展

2024年年底，乌克兰总统泽连斯基正式切断了俄罗斯天然气的过境管道，这将加速欧洲能源转型进程。

按照欧盟制定的可再生能源目标，到2030年达到45%，同时要求成员国在发放许可证时优先考虑可再生能源项目，可以预见，未来，欧洲可再生能源将持续增长，一段时间内，负电价将成为欧洲常态。

利用峰谷电价差异进行电池储能项目的投资，将成为应对“负电价”的一把利剑。

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有效缓解负电价问题。

根据欧洲储能协会的数据，欧洲目前的储能装机容量与预期目标之间还存在较大差距，到2030年，欧洲可能需要超过100GW的储能装机容量来平衡电力供需。

随着储能技术的不断进步和成本的进一步降低，储能系统将在欧洲的未来能源体系中发挥更加重要的作用，也给储能出海带来更多的机遇。

从近两年欧洲储能市场的发展情况来看，欧洲大储市场正在快速崛起。

数据显示，2023年欧洲储能市场各细分领域的新增装机都刷新记录，其中户储规模为12GWh，相较于2022年5.5GWh，增长118%，电网侧储能规模为3.6GWh，相较于2022年的2.4GWh，增长50%。

可以看出，尽管户储仍是拉动欧洲储能增长的重要因素，但欧洲的大储市场正在迎来快速增长。

有分析预计，2024年，欧洲储能市场正在迎来一个关键转折点，其中大型储能系统的装机量预计首次超越户用储能系统。

这背后的推动因素包括锂电池成本的下降和各国出台的支持政策促进了储大型储能的部署。

欧洲光伏产业协会预测，欧洲整体储能市场未来将保持35%的强势增长，其中2024年，欧洲大储装机将达到约11GWh，较2023年的3.6GWh增长205%，到2028年，这一数字将攀升至每年35.9GWh，是2024年的三倍。

其中，意大利正迅速崛起为欧洲大型储能的“新王者”。

在2023年欧洲储能新增装机排名中，意大利超越了长期居于大储市场领导地位的英国，晋升第二，2023年，意大利电网侧储能新政装机220MWh，而2022年，该细分领域的新增装机仅有17MWh。

据欧洲光伏产业协会预计，2024年，意大利将超越德国成为欧洲储能第一大市场，新增7.7GWh的电池储能容量，实现翻番增长，并占据欧洲总装机量的34%。

另外，意大利在未来有望超越英国成为大储领域新的市场领导者，2024年，该国大储领域新增装机预计将达5GWh。

过去十年，英国是欧洲大储市场的领导者，在电网侧领域的储能部署，一直走在欧洲前列。2023年，英国部署了2GWh的电网侧储能，相较于2022年的1.2GWh，增长了71%，贡献了欧洲大储市场新增装机的一半以上。

按照英国的能源转型目标，到2030年，英国目标将部署24GW储能，在2024年，英国即将完成的短期项目中，大储将达到3.7GWh，占据了欧洲大储新增容量的34%，还占据了英国整体市场的82%。

随着大量的大储项目被提交、审批和建设，预计，2024年，英国新增储能装机有望达到4.5GWh，同比增长70%，超过德国，重回top2，其中，大储新增装机有望达到3.7GWh。

作为欧洲储能市场目前的“老大哥”，欧洲能源转型的先行者，德国的储能市场受户储驱动，大储市场还处于非常早期的阶段，但随着该国能源转型的深入，风光资源大量接入，对电网稳定性构成挑战，德国计划到 2030 年可再生能源装机超360GW，将为电网侧储能装机提纲巨大的增长空间。

除了上述三大欧洲电池储能市场的领军者，其他光伏产业已相对成熟的欧洲国家，也在逐步扩大其大储市场的规模。

其中，得益于批发市场中的能源套利、容量市场、频率响应、平衡和修复服务等因素，比利时大储市场繁荣发展，成为和英国一样的最具吸引力和发展潜力的市场之一，电网侧累计装机接近1GWh。

机构预计，该国储能市场将在2025年之后大幅增长，每年将新增超过500 MW的电网侧储能容量。

另外，2023至2024年，希腊共招标了1GW的储能装机，2024年，希腊政府还计划进行一次可再生能源储能共址项目招标，规模为200MW，大储市场装机容量预计将在2025年达到高峰。

荷兰电网可再生能源渗透率非常高，加上电网拥堵，推动了对储能的巨大需求。预计荷兰的储能装机将从2023年的345MW增长至2030年的7.9GW，主要集中在表前储能。

2024年，多家企业在欧洲收获大储订单

随着欧洲大储市场快速发展，中国企业也纷纷加入到这一潜力市场的竞逐。

据CESA储能应用分会数据库统计，2024年，包括楚能新能源、比亚迪、阳光电源、天合储能、海博思创、阿特斯等在内的中国企业在欧洲市场频频拿下大储订单。

其中，比较大的订单有，11月13日，楚能新能源与专业从事新能源项目的开发、建设与投资的意大利Cestari签署战略合作协议，双方将于短期内在意大利建立光伏配储试点项目，配套使用楚能自研自产的20尺5MWh电池预制舱CORNEX M5，3-5年内实现20GWh-30GWh的储能项目合作。

如果这些项目能够顺利落地，将成为目前中国储能企业出海最大一笔订单。

12月，阳光电源与英国Fidra Energy成功签署4.4GWh储能合作协议，将助力英国建成3.3GWh Thorpe Marsh和1.1GWh WestBurton C两座标杆独立储能电站。

作为欧洲最大的储能电站，该项目将部署880套阳光电源PowerTitan2.0液冷储能系统

10月，海博思创与法国独角兽公司NW签署了合作协议，包含了在2025年底之前供货500MWh的储能产品，以及在2026年底之前交付总计超过1GWh的储能产品意向订单。

今年1月，比亚迪与西班牙Grenergy公司在1月份签署协议，将提供2136个魔方储能系统Cube设备，另外在9月份还与该公司延长了战略合作协议，两项协议的容量达4.1GWh。

另外，远景储能在2024年在英国斩获3个订单，容量规模达784MWh,包括拿下英国Cellarhead项目提供电池储能系统订单，为Field位于英国布莱克本的whitebirk项目（50MWh）提供电池储能系统，为阿布扎比马斯达旗下的Masdar Arlington Energy供应电池储能系统（BESS）。