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高风光占比需要多种调节手段支撑
2023 年欧盟国家风光发电渗透率达到 27%，对储能的需求有望进一步增长。欧洲跨境互联电网的存在，使得其中部分国家的风光发电渗透率即使早已达到较高水平，但仍可通过和周边国家的互济维持电力系统的平稳运行。而当整个欧洲大电网体系的波动性电源发电量占比达到 27%以后，我们认为天然气的调节、分布式户用储能的调节、区域互联等手段的调节能力或不够充分，公用事业规模的大型储能在欧洲的需求进一步提升。
经济性提升推动欧洲大储发展
过低的新能源电价凸显欧洲储能的欠缺。随着风电和光伏发电在负荷中的占比提升，欧洲各国的市场电价呈现较明显的线性下滑的趋势。并且新能源电价相较市场平均电价的折扣率愈发显著，以西班牙市场为例，2023 年 4 月，光伏的电价约为市场平均电价的 65%，而 2024 年 4 月进一步降低至 40%。
随着近年储能系统的大幅降本，欧洲大储项目经济性提升。此前较高的储能系统成本，以及欧洲部分国家的收益机制不成熟，欧洲大陆的大储市场发展较缓慢。据 Wood Mackenzie，以德国市场为例，2025 年大储项目预期的项目 IRR 或为 11%，2030 年随着容量市场的发展，项目 IRR 有望进一步提升至 14%。
高新能源占比的刚性需求以及大幅降本带来的经济性提升，共同推动欧洲各国开始设置储能装机目标。2023 年以前，仅意大利、西班牙、波兰、希腊等欧洲国家设置了 2030 年以前的储能装机目标。2023 年以来，欧洲国家设置的 2030 年储能目标明显增加，西班牙和英国规划 2030 年储能装机达到 20GW 以上，意大利和荷兰规划达到 9GW，希腊、波兰、匈牙利、葡萄牙分别规划装机达到 3.1/2.2/1.0/1.0GW，上述国家累计规划达到约 68.3GW，较 2023 年欧洲 9GW 的电网级储能累计装机大幅提升。
文章来源：国联证券
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