前 言
“十五五”时期，我国新型电力系统的建设进入加速转型期，电力系统形态从“源网荷”三要素向“源网荷储”四要素转变，电力系统调度模式也由“源荷”单向调度向适应源网荷储多元互动转变。随着储能成为电力系统的关键新要素，加强储能规模化布局应用体系建设，成为“十五五”发展的重要任务。
虽然储能在电力系统中的应用价值得到了广泛的认可，产业各方也对储能前景持积极态度，但具体到应用来看，我国目前存在价格传导机制不畅、收入来源有限等问题，导致储能尚未形成清晰的商业模式，对各类市场主体积极性的调动效果仍不明显。
为支撑我国储能商业发展规划，本文将通过系统梳理与分析四个欧洲典型国家的实践经验，致力于提炼可供参考的信息指引与路径启示。
欧洲国家储能商业化路径概况
欧洲国家对储能的需求进入高速增长期，亟需推动储能商业模式发展。在俄乌冲突、巴以冲突等外部因素作用下，欧洲各国将绿色转型与能源安全作为重要战略命题，加速发展风光能源，其中西班牙、德国、英国风光渗透率均已超过 20%，意大利达到 18.4%，均已触及相关研究设置的储能需求爆发 “临界值”。这四个欧洲代表国家电池储能的累计装机容量在欧洲的占比超过70%，且市场结构预计将以源网侧为主，因此欧洲国家同样需要推动储能商业化发展，以引导、鼓励储能投资。
图 1 欧洲电池储能装机国家占比与新增市场需求结构
数据来源：公开资料、中邮证券，中大咨询研究院整理
基于研究发现，英国倾向于对电力市场规则进行调整，为储能提供多元市场收益机制，从而推动储能商业化发展；属于欧盟的德国、西班牙、意大利则在欧洲统一电力市场的基础上，根据各自发展需求，出台政策对市场规则设计进行调整：德国侧重于从“市场收入”与“政策减免”两部分推动储能的商业化发展，而西班牙、意大利则侧重打造容量成本回收机制，从而推动储能商业化。
英国：政府调整电力市场规则下的多元收益机制
英国储能以源网侧需求为主，2024年，源网侧储能装机的市场份额已经达到89%。英国储能电站的商业模式建设以电力市场为核心，形成5大盈利来源，分别是电能量市场上的能源套利、平衡机制、调频服务、容量市场以及电网服务补贴，合计形成十多种收益机制。
图 2 英国储能装机规模与收入结构变化
数据来源：《英国储能相关政策机制与商业模式及对我国的启示》、国金证券、公开资料，中大咨询研究院整理
英国储能的商业化发展大致可以分为两个阶段，第一个阶段是2016-2021年，风光渗透率从13%提升至20%，这一阶段的商业模式重点依托于辅助服务市场，英国政府为适应新能源渗透率提升而设计相应的调频服务种类，储能电站凭借响应速度与成本优势逐渐形成市场竞争优势，第二阶段是2022年至今，风光渗透率从20%提升至40%，频率服务因市场饱和而呈断崖式下跌，年收益从11万英镑/MW跌至2023年不足3万英镑/MW。这一阶段储能电站的商业模式开始转向价差套利与平衡机制，这种转变得益于政府持续完善平衡机制与调整电网服务补贴，同时调整容量市场政策以引导长时储能建设，使收益结构逐渐多元化。
图 3 英国储能电站相关电力市场调整
数据来源：《英国储能相关政策机制与商业模式及对我国的启示》、公开资料，中大咨询研究院整理
英国储能商业化发展主要依托于政府、运营商对辅助服务、平衡机制、容量市场以及电网服务市场规则的设计调整，从而形成储能电站多元化收益的商业模式。一是设计适合储能电站参与的调频服务。英国在2015年推出增强型调频服务（EFR），要求响应时间在1s甚至更短时间内，首次200MW市场需求全部由储能提供给。而后在2021年-2022年陆续推出动态遏制服务、动态稳定服务以及动态调节服务，三类服务收效益可以叠加，极大地增加了储能电站的收益来源；二是优化平衡机制市场规则，放宽平衡机制市场准入条件。2018年调整规则，允许如储能、电动汽车、用户侧资源等灵活性资源进入市场，2023年开始优化调度平台机制，引入开放平衡平台，优化电网代码，提升储能电站的参与度；三是调整容量市场规则。2018年开始根据储能电池可用时间设置降因系数并每年进行调整，使储能电站能够参与容量市场。在2024年尝试推动长时储能“CAP AND FLOOR”框架，保障长时储能技术的基本回报；四是调整电网服务补贴。以往储能电站提供类似电网替代型服务从而获得的Triads机制补贴，在补贴下降的情况下，于2023年调整规则，使用定向收费审查（TCR）替代Triads机制，并且推出需求灵活性服务试点，拉动工商业储能需求。
图 4 英国储能电站相关交易规则调整整理
数据来源：《英国储能相关政策机制与商业模式及对我国的启示》、公开资料，中大咨询研究院整理
德国：政策引导下的源网侧储能商业模式发展
德国储能需求以户用储能为主要拉动，主要是由于居民用户需要承担较高的税费和附加费，居民电价高于工商业电价，居民通过安装储能增加光伏自发自用比例。近年来，源网侧的储能需求在政府的引导下逐步增加，由于德国的储能电站被视为发电资产，电网运营商一般情况下被禁止运营储能电站以保证能源市场的分拆。因此，德国着力于推动电源侧与独立电站的商业化发展。
图 5 德国储能市场结构变化
数据来源：《2024年德国储能生态全景报告》
德国储能的商业化收益来源于电能量市场与辅助服务市场，储能电站在同一时段只能选择其中一个，其中电能量市场与辅助服务中的频率控制储备服务可以通过欧洲统一电力市场向邻国出口，而辅助服务市场的自动频率恢复储备与手动频率恢复储备仅能在区域电网内进行交易。在未来，随着德国煤炭发电的逐渐退役，储能电站面对的潜在的调频市场空间正在逐渐提升。
图 6 德国储能电站收益模式
数据来源：《2024德国储能生态全景报告》、浙商证券、公开资料，中大咨询研究院整理
德国储能商业模式的发展主要取决于政府对储能电站的市场准入限制。根据德国能源署披露的储能电站商业模式，现在阶段能参与电力市场交易的主要是独立电站以及电源侧储能，户用储能需要通过虚拟电厂才能参与市场交易，而工商业储能仅能作为需求侧相应资源通过虚拟电厂参与电力市场。
为了引导源网侧储能投资，德国政府放宽了电源侧储能在电能量市场与辅助服务市场的市场准入，并且从三方面入手优化源网侧储能的商业模式。一是降低运营成本，2023年德国政府出台政策，免除能源供应商投资的储能电站20年的电网费用以及购买售出电力相关的费用；二是放开业务范围，原先储能电站仅能通过新能源资产充电，在2024年后，允许储能电站输入和输出来自传统电网的电力；三是执行“另类强制配储”政策，2025年德国发布《关于修改能源经济法以避免临时发电过剩的法案草案》，法案规定新安装的光伏系统若无配置储能设备，则系统发电量会被限制为最大功率的60%。
图 7 德国源网侧储能电站相关政策变迁梳理
数据来源：德国国际合作机构、公开资料，中大咨询研究院整理
西班牙与意大利：聚焦容量成本回收机制推动储能商业化
西班牙与意大利的储能电站建设阶段相近，皆处于“补课”阶段。西班牙储能系统以抽水蓄能与热能为主体，电池储能安装规模仅为60MW，在风光能源安装持续保持高速增长，且与欧洲电网互联程度不高的情况下，西班牙计划2030年将电池储能装机规模提升至9GW；而意大利则是处于储能需求大量增长的“临界点”，亟需推动相关机制建设，打造储能商业模式。
图 8 西班牙与意大利储能电站建设需求
图八资料来源：浙商证券研究所、公开资料，中大咨询研究院整理
西班牙储能电站在政策的引导下初步形成了“辅助服务市场+容量市场”为主的商业模式。在市场收入方面，基于政策引导，西班牙储能电站的辅助服务市场收入渠道预计将得到持续拓展，2025年，西班牙政府决定加入欧洲统一电力市场，允许储能电站参与自动频率恢复储备、手动频率恢复储备以及恢复储备服务，同时开放电压支持服务，并且预计未来将开放黑启动服务市场。另一方面，容量市场新收入渠道也得到开放，2025年西班牙政府首次启动容量市场拍卖，其中新装机市场主体仅限于储能或可再生能源设施参与。另外，借助西班牙政府提供的资金补助以及并网政策倾斜，西班牙储能的成本也得到了降低，一是提供资金补助降低建设成本，西班牙政府分别为“可再生能源+储能”项目与“独立储能”项目分别提供1.5亿欧元的资金补助，其中“可再生能源+储能”项目要求规模1MW/1MWh以上，持续放电时间大于2小时，配储比例要求高于发电功率的40%；二是提高并网优先度引导进入电力市场，西班牙政府通过修改相关政策规定，将可再生能源发电与储能电站的并网优先度提升至最高。
图 9 西班牙引导源网侧储能电站建设相关政策梳理
数据来源：公开资料，中大咨询研究院整
意大利在完善电能量市场与辅助服务市场设计的基础上，创新容量市场机制，形成“电能量+辅助服务+容量市场”的收入来源。一是调整电能量市场交易规则。2025年，意大利政府通过调整《电力调度文本》，将日内不平衡价格报价从1小时调整为15分钟，为储能电站提供更多跨区套利的机会；二是持续丰富辅助服务收入渠道。2020年，意大利政府引入快速储备服务拍卖，为储能电站提供持续4年的调频服务长期合同，在2025年，引入新的调频服务种类上线电力交易市场，并且计划在2029年加入欧洲统一电力市场，增加储能电站的调频服务收入来源；三是持续创新容量市场机制。2025年意大利启动的容量合同拍卖向电池储能项目倾斜，合同为储能电站提供为期15年的固定支付合同，保障的储能电站收益。同时为储能电站设计MACSE拍卖机制，为持续4-8小时的长时储能项目提供容量拍卖，中标方与输电网运营商Terna签订15年固定价格合同，将一定比例的储能容量交由Terna运营，也可以保留一部分用于自身商业收入。除此之外，意大利各方还积极探索过网协议模式，通过与公共事业或能源交易商签订5-10年合同，在协商基准价格的基础上，双方共享利润或者超额收益。
图 10 意大利引导储能电站建设相关政策梳理
数据来源：公开资料，中大咨询研究院整理
欧洲国家推动储能商业化的经验启示
我国目前也处于推动储能商业化发展的关键时期，参考欧洲国家推动储能的商业化发展的经验，预计我国储能商业化将出现以下趋势：
“政策引导+市场化发展”将持续完善储能的收入渠道。当前我国储能收入来源的问题较为突出，电能量市场的建设进度以及辅助服务市场的可参与种类对储能电站收入造成较大的限制，从国外的经验来看，我们预计将会出现以下趋势：一是政府将持续完善电力市场交易规则，储能电站可参与辅助服务市场种类将会增加，调频市场将成为储能电站收入的基石。黑启动、电压控制等服务也将成为新的收入渠道，跨省辅助服务或成为未来的探索重点；二是容量成本回收机制将在市场化行为下构建，现行的容量租赁将成为多参与主体共同推动的商业模式，容量补偿机制或将用于特定技术类型的储能电站；三是随着新能源渗透率的持续提升，为了保障社会经济的正常运行，现货市场的价格波动仍将得到一定程度的控制，而电能量市场的跨季、跨区套利或将成为新收入来源。
储能参与电力市场的渠道多元化。目前大部分区域已经明确了独立储能电站的市场主体地位，从欧洲国家储能参与电力市场交易的经验来看，我们认为未来将有两个新的市场角色机会值得关注：一是聚合商、虚拟电厂，未来将成为户储/工商业储能参与电力市场交易的重要渠道，而目前我国虚拟电厂商业模式仍在是试点摸索阶段；二是新能源配储将被推动参与电力市场交易，国外新能源共址储能电站是被允许参与电力交易市场，由于价格传导机制不畅的原因，我国存在相当规模的新能源配储，预计未来将会逐步推动其参与电力市场交易。
本文是“储能产业专题”系列文章的开篇，通过对与我国储能商业化发展情况类似的欧洲代表国家的经验进行分析梳理，我们得出了未来国内储能商业化会出现的两大趋势。在系列文章的下一篇中，我们将进一步从国内政策环境、商业化相关的推动进度以及未来重点关注的变量三方面解析我国的储能商业化发展，敬请期待！