研究表明，雄心勃勃的净零目标、减少对俄罗斯化石燃料的依赖、监管法规改革以及不断增强的投资者信心将促使欧洲到2031年部署42GW储能系统。

欧洲各国目前制定了一些雄心勃勃的脱碳目标，而且能源转型的步伐正在加快：在发生俄乌冲突之后，欧盟委员会制定了一项“RePowerEU”计划，以在2030年之前减少欧洲对俄罗斯天然气的能源依赖。拟议的这个计划将使可变的可再生能源发电量在总发电量中的份额增长一倍，到2030年将超过60%。储能系统将在这一快速转型过程中发挥关键作用，并提供至关重要的电力系统灵活性。

因此，欧洲区新兴的电网规模储能领域正在快速增长。根据研究机构Wood Mackenzie公司预测，从现在到2031年，欧洲部署的储能系统储能容量将增长20倍。

Wood Mackenzie公司进行的研究借鉴了储能服务商的见解，为欧洲18个国家提供了为期10年的预测，探讨了储能部署驱动因素和障碍，并强调了工业参与者和政府的战略要点。

到2031年，欧洲电网规模储能市场规模将达到45GW/89GWh

研究表明，仅在2022年，欧洲电网规模的储能需求将同比增长97%，达到2.8GW/3.3GWh。这反映了储能系统作为一种主流能源技术的出现。

在未来十年，欧洲前10大市场将增加73GWh储能，相当于新部署的90%。

到2031年，英国将保持其作为该地区领先的电网规模储能市场的领先地位，仅在2022年就增加了1.5GW/1.8GWh。随着投资者对储能资产盈利能力的信心增强，英国拥有欧洲最大的储能项目部署管道，有25个储能项目的装机容量超过100MW。而快速响应辅助市场的饱和将使英国储能项目的开发与可再生能源增长更加紧密地联系在一起，从2035年开始推动部署长时储能系统。

爱尔兰将在2022年以0.31GW/0.37GWh的储能部署量位居欧洲第二位。然而，如图所示，意大利声称在截至2031年的十年中总体上排名第二。

到2030年，意大利将成为欧洲第二大太阳能发电市场，仅次于西班牙。而这一显著增长，加上高现货价格、有限的互联互通以及有利的政策机制（如新的容量市场拍卖）将推动电网规模储能领域的增长。

到2031年，德国在新增电网规模太阳能发电设施方面排名第三。然而，将该国部署的电网规模储能系统和用户侧储能系统的储能容量累计，到2031年，德国将成为欧洲领先的储能市场。而欧洲各国储能市场的增长幅度差异很大。

目前商业收入仍然是欧洲电网规模储能资产的主要收入来源

虽然投资者的信心正在增强，但融资和许可证流程仍面临重大挑战。储能项目难以确保其终身盈利能力。当前的商业模式在很大程度上依赖于不稳定的可再生能源电力和辅助市场价格，这些价格的波动不足以确保盈利。储能系统价格在2022年上涨7%，并进一步增加了风险。

2021年的辅助市场价格上涨确实证明了可以获得一些具有风险的商业收入。然而，在Wood Mackenzie公司的预测中，5.3GW的储能系统将因项目融资和许可流程的挑战而被取消或显著延迟。

欧洲雄心勃勃的能源转型目标将改变这种局面。目前，辅助服务是电网规模项目的主要应用。但是，到2031年，欧洲风力发电设施和太阳能发电设施的装机容量翻一番，将开启新的储能应用——并将能源交易作为主要收入来源。这种转变将为储能项目的建设带来更多确定性，并激励对长时储能系统的投资。

虚拟发电厂（VPP）也将在提高储能系统经济性方面发挥关键作用。他们增加的规模将有助于储能资产所有者获得增值机会。

钴、镍和锂的价格上涨正在推动2022年电池价格上涨。由于原材料成本增加，电池价格在储能系统的所有组件中涨幅最大。

然而，到2024年底，全球对原材料供应和加工的投资应该会缓解成本压力。虽然由于电池供应限制，一些储能项目出现了延误，但项目部署增长仍然强劲。

政策法规是释放欧洲42GW储能系统的关键

要使储能系统发挥其潜力，确实需要克服政策障碍。几乎所有欧洲国家部署电网规模储能系统面临的三个主要障碍是：

储能系统的定义缺失或过时导致将其归类为负载或发电设施。这会导致储能系统双重收费或征收不必要的电网费用。

最初为传统电源制定的政策设计和要求可能会导致限制进入灵活性和平衡市场（例如辅助市场）。这限制了欧洲的储能价值叠加机会。

缺乏支持储能业务案例的创收机制是进一步的制约因素。

随着对灵活性的需求激增和对供应安全的担忧增加，大多数监管障碍将在2031年之前得到解决。

原标题：研究认为到2031年欧洲储能市场规模将达45GW/89GWh