根据国际能源署（IEA）对各国电网负荷曲线和可再生能源发电等因素的评估，目前丹麦、德国、爱尔兰、西班牙、英国、意大利等欧洲国家可再生能源发电占比已达到15%以上，但由于各国电网特性及灵活性资源的不同，可再生能源对系统运营的影响不尽相同。

传统电力系统灵活性资源以火电、燃气发电、抽水蓄能电站为主，但在全球脱碳的大趋势下，未来电池储能、氢能、需求侧响应、电网输送通道等也将成为灵活性资源重要组成部分。根据IEA预测，到2050年电力灵活性资源的30%将由电池储能提供，而化石燃料机组占比将降低至5%以下。

目前天然气调峰机组是欧洲电力市场最主要的灵活性调节电源，此外水电、核电在欧洲部分地区也提供较高比例的灵活性支持，但近两年由于燃料和碳价格不断上涨、核电机组检修、水电来水不足等，欧洲灵活性资源紧张，导致电价飞速上涨。

01/电改有望加快大储部署 

面对欧洲几十年来最为严重的能源危机，虽然2021年以来欧盟出台了一系列加速清洁能源转型的政策，包括“Fit-for-55”、“REPowerEU”等计划，但2022年欧洲电力价格的暴涨使得欧盟不得不重新审视现有的基于边际成本定价的电力市场设计，并于2023年初提出更适应于可再生能源发展的电力市场改革方案，有望加快欧洲可再生能源以及储能和需求侧响应等灵活性资源的部署。

2023年3月14日，欧盟委员会发布了电力市场改革草案，7月19日欧洲议会正式投票通过了电力市场设计改革方案。

此次改革的重心主要是完善长期电力市场的流动性和可靠性，通过对欧盟相关电力法规等进行修改，鼓励可再生能源发电商签订长期购电合同（PPA）和政府授权的差价合约（CfDs），以减少短期价格波动，同时鼓励电网引入更多非化石燃料灵活性资源（如储能、需求侧响应），并通过容量市场等方式为其提供合理的投资回报，从顶层架构层面强调新型储能在构建可靠的能源系统中的重要作用。

此外，2022年12月14日欧洲议会投票通过REPowerEU修正案，计划加快包括电池储能在内的多种可再生能源项目的审批许可速度，有望从实际执行层面加快欧洲大型储能项目的部署。

其中，英国作为欧洲储能市场的主要推动者，近年来储能电站装机量每年超过1个吉瓦时，主要收益来源于辅助服务。欧洲电改方案旨在加强电网韧性，支持储能电站发展，预计未来几年欧洲储能市场装机量将保持在每年3-5个吉瓦时。

02/英国装机占比最高，意大利需求或将爆发

根据欧洲储能协会（EASE）统计，2022年欧洲储能新增装机4.5GW，其中表前储能（大储）/户储分别为2/2.5GW。从表前储能装机区域来看，英国市场占比42%，是欧洲最大的大储市场，爱尔兰、德国、法国紧随其后，装机占比分别为16%、12%、11%。

根据彭博新能源财经（BNEF）的数据，欧洲大储项目主要通过提供频率响应服务赚取收入，2022年欧洲储能市场超过80%的收入来自英国、爱尔兰、德国、法国、比利时和荷兰的频率响应，频率响应市场的收益十分丰厚。

随着未来调频市场逐渐饱和，欧洲储能项目将更多的转向电价套利和容量市场。目前西班牙、意大利的储能项目电价套利收入占比较高，但仍无法覆盖投资成本，为了降低新项目的收益风险，英国、意大利、波兰、比利时等国已为储能建立容量市场机制，通过容量合同为储能收益托底。

根据2022年意大利容量市场拍卖计划，预计2024年将新增1.1GW/6.6GWh电池储能系统。2023年6月意大利监管机构批准了电网规模储能的新拍卖规则，允许Terna（输电系统运营商）进行大规模的电池储能系统拍卖，首次拍卖将在2023年底或2024年初举行，同时还批准了英国开发商Aura Power的200MW/800MWh电池储能系统项目，预计未来几年意大利装机规模将呈现爆发式增长。

此外，希腊、德国、西班牙也出台针对大储的招标及补贴等支持政策，有望推动当地大储装机在未来几年高速增长。

根据欧洲储能协会预测，英国具有吸引力的市场机制下装机将持续增长，受益于政策支持，意大利、希腊大储需求将在2023-2025年爆发，爱尔兰由于并网瓶颈等原因短期装机或受到影响，但未来仍具有增长潜力。