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欧洲储能市场悄然生变
日期:2024-09-20   [复制链接]
责任编辑:sy_linxinru 打印收藏评论(0)[订阅到邮箱]
综合多家行业机构统计研究显示,近年来,由于频频出现负电价,储能项目在欧洲日益“走红”。而随着储能产业快速发展,欧洲储能市场也悄然改变,从原来的以户用储能为主,逐渐向大型储能“当家”转变。

负电价加速储能项目部署

近年来,负电价在欧洲多国已经成为“常态”。根据荷兰研究机构Strategy日前发布的数据,今年1月1日至8月14日,荷兰EPEX现货期货市场累计出现347个小时的负电价,超过去年全年316小时的负电价。

该机构分析师指出,随着可再生能源发电量持续攀升,未来负电价将越发频繁地出现。预计今年,荷兰出现负电价的时长将达到450小时至550小时;由于太阳能和风力发电量的持续增长,到2025年,预计荷兰出现负电价的时长将大幅增长到550小时至750小时;到2026年,荷兰负电价时长将进一步增至800小时-1200小时;到2027年-2029年间,这一数字将达到1000小时-1500小时。

分析人士认为,欧洲负电价情况日益严重不仅暴露了电网灵活性不足,也凸显了储能技术在能源转型中的重要性。

为此,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,欧洲各国还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。

从户用储能转向大型储能

在储能项目持续兴起的同时,欧洲储能市场格局也开始改变,户用储能需求日益走低,大型储能受到越来越多的关注。

以德国为例,德国亚琛工业大学统计显示,今年前7个月,德国新增户用储能装机量同比下降14.48%,其中,7月单月新增户用储能装机更是同比锐减36.58%。

有业内人士指出,电价持续下行、部分国家补贴退坡,是导致欧洲储能市场格局生变的主要原因。

数据显示,今年6月,欧盟国家平均批发电价同比下降14.64%;7月,欧洲终端电价已经降至0.242欧元/千瓦时。

政策方面,以意大利为例,该国曾提出一项针对储能项目的补贴计划,于2020年开始执行,其中设定户用储能设备税收抵免额度为110%,但2022年底,意大利明确,2023年-2025年,上述税收抵免额度每年将分别减少至90%、70%和65%。受此影响,今年第一季度,意大利储能装机量同比下降超20%。

与户用储能“节节败退”形成鲜明对比的,是大型储能在欧洲市场渐受青睐。

德国机构ISEA统计显示,今年1-7月,德国新增大型储能装机量同比增长65.69%。另据欧洲研究机构SPE预测,今年,欧洲大型储能装机量有望达到11吉瓦时,同比增幅将高达205%;大型储能在欧洲储能市场的占比将达到49%,超过户用储能成为市场主导力量。

欧洲储能协会指出,除德国外,英国和意大利短期内也将成为欧洲大型储能装机量增长的重要“推手”。据了解,一直以来,英国储能市场都以大型储能为主,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,预计未来两年有望持续增长。意大利则制定了2030年可再生能源目标,投资177亿欧元在南部和岛屿地区建设大型储能项目。

欧洲储能协会预计,今年,欧洲市场的大型储能装机增长将以英国和意大利为主;到2030年,欧洲其他各国大型储能装机将开始放量。

原标题:欧洲储能市场悄然生变 
 
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来源:中国能源报
 
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