重磅！2025年欧盟电池储能市场回顾

昨日， SolarPower Europe 发布 了首份 《欧盟电池储能市场回顾》报告 。报告显示， 2025年，欧洲电池储能市场进入了规模化与成熟化的新阶段。随着27.1 GWh新容量的安装，欧盟实现了连续第12年的创纪录增长，确立了 电池储能成为该地区增长最快的清洁能源技术 。与此同时，市场结构发生了根本性变化。 大型储能电池系统首次贡献了大部分新增装机容量。 此外， 表后储能成为新建住宅太阳能系统的标配，而大型电池也越来越多地与太阳能电站共同规划或作为独立资产开发。

报告认为， 尽管欧盟电池储能装机自2021年以来增长了 10 倍，达到今天的77 GWh以上，但欧洲距离目标仍有很远距离。 为确保能源系统能够实现2030年目标，欧盟必须在未来五年内再次重复这一 10 倍增长成就，将电池储能规模扩大至750 GWh 。

报告正文全文如下。

执行摘要

· 27.1 GWh - 2025年欧盟安装电池27.1 GWh：连续第12年创纪录增长

· 45% - 欧盟电池市场年增长45%：新增长周期开启，大型储能电池贡献大部分新增容量

· 252 GWh/年- 欧洲拥有252 GWh的标称电池电芯产能：众多项目取消和延期威胁扩张进程

一

2025年欧盟电池储能市场闪耀增长

电网电池接管，新时代开启

2025年，欧盟安装了27.1 GWh的新型电池储能系统(BESS)，创下 SolarPower Europe自2013年有记录以来连续第12年创纪录增长（见图1）。最新增量使2025年底的运营容量达到77.3 GWh。正如预期，2025年增速回升，年增长45%，扭转了2024年的暂时放缓趋势。

2025年发生了根本性转变：大型储能电池成为增长的主要引擎，占所有新增容量的55%。市场条件改善和政策支持使大型系统迎来创纪录的一年，而分布式细分领域则持续面临障碍。表后系统首次贡献了不到一半的年增量，因为工商业细分领域的增长不足以弥补住宅安装的下降。

在欧盟以外，英国强劲反弹，2025年部署了5 GWh电池，累计装机容量接近16 GWh。在强有力的政策框架和有利的市场条件支持下，欧洲最大的电网级运营商在实现2030年目标方面取得了重大进展。

图1

2025年欧盟电池储能部署重获强劲增长动力

2016-2025年欧盟年度BESS装机容量

二

市场集中度稀释

前五大欧盟市场贡献超过60%的新增容量

2025年，德国和意大利再次引领欧盟电池储能市场（见图2）。保加利亚成为增长最快的市场，跃升至第三位，荷兰和西班牙完成前五名排名。进入前五名的门槛大幅提高：连接大量电网级储能电池变得至关重要；达到GWh规模已不再足够。

德国通过创纪录的大型储能安装、稳健的工商业增长以及住宅部署的适度下降，保持了领先地位。正如预期，尽管大型储能规模稳定，但由于住宅安装急剧下降，意大利的新增容量出现下滑。保加利亚经历了突破性的一年，受强劲的市场和激励政策支持，大型 储能部署表现卓越。荷兰凭借所有三个细分领域的均衡增长获得第四名，政策和市场条件不断改善。排名第五的西班牙大规模部署了BESS，正式承认储能为能源转型的战略资产，并改善了加速部署的框架条件。

总体而言，前五大市场在2025年为电网贡献了欧盟装机容量的63%。一年前，五大市场（德、意、瑞典、奥地利、荷）贡献了近80%。尽管领先国家的市场份额大幅下降，但部署的强地理集中度仍在持续。

图2

德国和意大利保持欧盟电池储能领先地位，保加利亚登上领奖台,西班牙和荷兰完成前五名

2025年 vs 2024年欧盟年度BESS前五大市场

三

欧洲电池电芯产业显著扩张，尽管获得新的财政支持

不确定性依然存在

尽管欧洲在电池矿产开采和提炼等上游活动方面存在欠缺，但该地区已发展了中游电池产业。然而，尽管拥有强大的电解质（345 GWh当量/年）和隔膜（220 GWh当量/年）生产能力，正极（52 GWh当量/年）和负极（3 GWh当量/年）活性材料的生产仍然非常有限。在电芯层面，已建立252 GWh的潜在制造产能，付出了相当大的努力，但该行业的未来仍不确定（见图3）。

目前，约92%的现有电芯产能面向电动汽车市场，70%为镍基电池。预计随着固定式储能需求的持续上升和磷酸铁锂（LFP）化学体系主导市场，这种情况将在未来几年发生变化。欧洲拥有可观的电池包和模组组装产能，近半数工厂位于德国，只有不到20%服务于固定式储能市场。

图3

尽管活性材料生产有限，欧洲电池电芯产业取得进展，主要面向电动汽车镍基电池

2025年欧洲电池细分领域产能

2025年欧洲电池电芯化学体系生产

2025年欧洲电池电芯应用生产

三

政策建议

以下政策建议摘自我们最新的《灵活性战略》，该战略与电池储能欧洲平台(BSEP)成员共同制定。该平台汇聚了代表电池储能价值链的行业领袖，以推进欧盟电池储能的商业案例和监管框架。我们 共同呼吁到2030年将电池储能容量增加十倍，以确保欧洲的能源转型、安全性和竞争力。

1. 加速BESS部署

1.1 简化许可和审批

BESS的许可程序目前往往复制传统发电资产的程序，导致不必要的延误和更高成本。实际上，在现有发电场址升级储能不应触发完整的许可要求。为解决此问题，成员国需要建立更高效的审批系统，包括对低影响改造的豁免，并强制执行环境影响评估的明确期限。创建专门为储能设计的许可框架，以及整合所有许可需求的一站式服务，将显著减轻行政负担。

同时，电网和储能的基础设施规划应与可再生能源扩张协调，将高层规划与开发商足够的灵活性相结合。城市规划规则应明确考虑BESS，混合项目应作为标准做法受益于联合许可。例如西班牙简化的环境影响评估(EIA)流程和英国的综合许可模式等案例表明，精心设计的系统如何能够简化部署。

1.2 在电网连接队列中优先考虑对电网友好的资产

欧洲各地的电网连接队列漫长且效率低下，减缓了急需灵活性资产的整合。专注于技术价值的透明、数字化和基于里程碑的流程对于加速BESS部署和确保稀缺电网容量分配给带来最大效益的地方至关重要。

连接程序应优先考虑技术成熟、对电网友好的资产，这些资产可缓解拥堵或更好利用现有基础设施，从大型BESS到带储能的屋顶太阳能。明确的技术标准应指导优先排序，避免增加不必要复杂性的模糊条件。

欧洲新兴的基于准备度的方法，包括英国NESO的里程碑、德国的 “ 先准备好先服务 ” 模式和荷兰的交通灯系统，展示了如何确保电网容量流向真正推进的项目。国家监管机构应确保这些方法的一致应用。

混合化，特别是向现有可再生能源场址添加储能，应被认可为优化电网使用的实用工具。由于BESS既是负荷又是发电，连接框架必须通过准确的影响评估和可预测的时间表反映其运行特性。

1.3 确保公平和反映成本的电价

财务障碍仍然是一个重大挑战，主要由于双重收费和各种歧视性费用。为解决此，成员国应取消将BESS同时归类为能源供应商和消费者的电价结构；同时欧盟能源监管机构合作署(ACER)提供明确指导，确保电价真正反映BESS为系统带来的价值。在拥堵地区提供有针对性的豁免将进一步鼓励新项目并帮助降低基础设施成本。与此同时，有问题的做法，如荷兰适用的高额电网电价或波兰、希腊和法国仍然存在的双重输电费用，需要改革，以使储能项目保持财务可行性。

1.4 开放市场准入和收入叠加

BESS应能够充分参与能源和系统服务市场，以便在批发交易、平衡服务和容量机制中建立多样化的收入来源。为吸引投资，这些市场需要透明和竞争性的规则，以及长期收入可见性。成员国还有责任确保容量机制提供公平的竞争环境，应用准确的降额系数，并对非化石灵活性资产保持开放。

电网稳定服务，如惯性和黑启动，应通过基于市场的招标采购，并得到协调标准的支持，鼓励公平竞争和创新。同样，差价合约( CfD )应奖励整合BESS的混合项目，而原产地保证必须考虑储存的可再生电力，以保持其绿色价值。

1.5 降低投资风险

欧洲投资银行(EIB)可通过提供担保和夹层融资，在降低BESS项目财务风险方面发挥关键作用，这对小型开发商尤其有益。提供管理跨境投资组合的协调指导也将降低尽职调查成本并提高可扩展性。

1.6 加强网络安全

随着BESS资产日益数字化和互联，加强网络安全至关重要。实施强有力的标准——得到可信实体框架的支持、完全遵守《网络和信息系统安全指令2》(NIS2)要求以及安全运营协议——将是确保储能系统保持抵御网络威胁韧性的关键。

2. 经济实惠且韧性的BESS供应链

2.1 贸易自由化和战略伙伴关系

欧盟应通过对关键组件采取免税进口政策来提高BESS部门的竞争力，帮助降低成本并提供吸引全球制造商所需的法律确定性和投资稳定性。建立强有力的战略伙伴关系，特别是与亚洲领先企业，对于供应链多元化同时确保价值创造和技能发展在欧盟内进行至关重要。为此，应避免负面贸易措施和保护主义做法，因为它们可能削弱竞争力并限制向后整合的机会。

2.2 支持欧盟本土生产

为加强国内制造业，成员国应通过有针对性的投资计划和财政支持来激励BESS及其组件的生产，这些支持与面向电动汽车的计划分开运作。现有的如欧洲共同利益重要项目(IPCEI)、清洁工业交易国家援助框架(CISAF)、电池助推器和创新基金等计划应扩大、简化和加速，以便资金更快到达项目。鉴于挑战欧洲长期工业生存能力的高能源和劳动力成本，运营援助仍然必不可少。同时，必须通过专门的培训和技能提升计划来解决劳动力短缺问题，这些计划与欧洲电池学院和清洁工业交易的目标保持一致。

2.3 加强关键原材料获取

确保锂、镍、钴和石墨等关键原材料的稳定供应，需要协调实施《关键原材料法案》(CRMA)。这应包括扩大国内加工能力、加强国际贸易协议以及扩大回收以减少进口依赖。公众对采矿项目的接受将是关键推动因素，需要创新的社会契约和参与式治理模式。对 开放贸易和循环经济原则的承诺将是建立韧性可持续供应链的基础。

2.4 推动研发和创新

整个BESS价值链的持续创新对于缩小电池化学体系、构网能力和原材料效率方面的技术差距至关重要。需要增加研发激励，得到公私合作伙伴关系和欧盟计划如 “ 地平线欧洲 ” 和IPCEI的支持，以加速进展。应优先考虑快速新兴的技术，如磷酸铁锂(LFP)和磷酸锰铁锂(LFMP)电池，以及在电动汽车和固定式储能制造之间创造协同效应的灵活生产模式。加强可持续回收工艺将进一步加速创新并巩固欧洲在全球BESS格局中的竞争地位。

3. BESS的质量、安全和可持续性

3.1 协调安全和质量标准

由于系统设计和运营实践的改进，自2018年以来BESS安全事件下降了97%。尽管取得这一进展，监管不一致性继续带来挑战。为解决这些问题，欧盟应引入协调的、系统级消防安全标准，适用于整个安装，涵盖电池管理、热控制系统和消防机制。建立集中式事件报告平台也将提高透明度并使整个部门能够持续学习。这应辅之以所有项目的强制性应急响应计划(ERP)，确保急救人员和当地社区通过专门培训和咨询积极参与。此外，一致的噪音管理标准和认证方案将有助于提高公众接受度，特别是在人口稠密地区。

3.2 改进回收和关键原材料回收

为减轻行政负担并确保有效合规，欧盟需要协调生产者责任延伸(EPR)规则下的注册和报告要求。由于行业怀疑态度和实施障碍，电池的再利用面临重大障碍，需要建立明确一致的再利用框架，以及关于梯次利用电池的可靠性和安全性，以建立信任并最终支持市场发展。应更优先考虑关于废电池安全处理和运输的强制性指南，以及简化欧盟内部废物运输程序，使跨区域回收中心成为可能。后者被认为是实现高价值BESS回收必要规模经济的前提。额外的财政激励对于支持回收企业投资从黑粉中回收关键原材料很重要。随着时间的推移，政策还应限制废电池出口，以确保有价值的材料留在欧盟内。创建整合的单一废物市场，以数字电池护照为支撑，将增强可追溯性并进一步释放规模经济。

3.3 减少生命周期碳足迹

欧盟委员会应迅速实施《电池法规》第7条规定的碳足迹披露义务。这些规则必须允许公司使用供应商特定的电力数据，如通过原产地保证和购电协议，以激励可再生能源采购并减少排放。确保在成员国之间一致实施单一、协调的方法对于避免重复认证要求和不必要的行政成本至关重要。强有力的核查流程，以严格的公告机构标准为支撑，将有助于保持可信度并确保整个欧盟数据的可比性。总体而言，这些措施将加强可持续性、提高透明度，并为公司提供规划和创新所需的清晰度。

第一章：2025年欧盟27国电池储能市场

2025年欧盟电池储能市场急剧加速，达到创纪录的27.1 GWh新安装量。尽管电池价格下降且部分市场电价框架改善，住宅储能持续收缩。大型储能在克服之前的监管和电网障碍后成为主导细分领域。工商业安装有所增长，但仍受分散的支持计划和狭窄商业案例的限制。欧盟累计电池容量接近80 GWh。

德国和意大利仍是两大市场，而保加利亚升至第三位，反映了大型储能部署日益重要。前五大市场占欧盟安装的近三分之二，凸显了持续的地理集中度。尽管英国不在欧盟内，但得益于支持性政策、多元化收入流和监管改革，2025年强劲反弹。

1.1 2025年欧盟年度BESS装机容量

2025年欧盟电池储能市场加速增长45%，达到27.1 GWh，由大型储能扩张驱动

2025年，电池储能部署达到创纪录的27.1 GWh新高，较2024年增长45%（见图4）。这标志着在2024年因市场和政策动态根本性转变导致增长放缓至23%后的显著加速。正如我们在上一版中预期的那样，2025年持续存在若干挑战，实现了更高的年增长率但仍低于2023年73%的水平，同时市场构成完全不同。这些快速变化表明政策和市场条件如何迅速影响电池安装水平。

图4

2025年欧盟电池储能部署重获强劲增长动力

2016-2025年欧盟年度BESS装机容量

2025年，大型储能电池坚定成为增长催化剂，安装15 GWh，占年度总装机容量的55%。继2024年突破性的一年（安装6.5 GWh）之后，部署急剧上升，同比增长一倍以上。2025年也是混合太阳能和储能项目开始大规模投运的一年。约15%的新增电网BESS安装与太阳能光伏配对，而2024年该比例不到10%。

直到2024年，公用事业电池细分领域的份额还很小，因为大型项目仍面临众多监管障碍、电网连接延迟、不稳定的收入流、技能短缺和高额前期投资要求。意大利是唯一拥有大量可靠项目管道的国家，得益于容量市场和快速备用工具拍卖。总体而言，尽管投资意愿显著，但欧盟成员国的框架条件尚未准备好容纳电网级储能电 池的快速增长。

图5

大型储能在2025年确立欧盟市场主导地位，而分布式储能再次下滑

2020-2025年欧盟年度电池储能系统（BESS）细分市场构成

去年，意大利再次成为欧盟最大的公用事业市场，因为之前拍卖的项目继续并网。然而，由于签约管道清理完毕且投资者等待MACSE计划第一轮启动，部署量与2024年持平。其他几个欧洲市场在大型储能电池领域崭露头角。德国的现货市场 soaring，大量项目上线，而电网连接队列进一步延长。

西班牙和保加利亚通过使用欧盟资金的资本支出支持计划达到GWh规模，罗马尼亚等国也凭借公共支持取得重大进展。荷兰和法国的新安装量仍低于1 GWh，但显示出快速增长的非常有希望的迹象。芬兰和瑞典联合部署超过1 GWh。希腊安装了来自过去拍卖的 几个项目，总计近900 MWh，但这些资产仍在等待电网连接许可。

工商业(C&I)安装在2025年增长31%，达到2.3 GWh，但仍远低于其全部潜力。该细分领域在过去几年持续增长，但直到2022年才超过GWh规模。2025年德国仍是最大市场，接近500 MWh，其次是荷兰和意大利，均低于300 MWh，而其余欧洲国家保持在200 MWh以下。

尽管前景广阔，工商业BESS用例仍然相当有限，主要集中于提高光伏自发自用和避免峰值需求费用，以及特定应用，如电气化工业流程或电动车队、解决电网连接容量限制或农业应用。由于安装因经济活动类型而异，进展仍然缓慢，最终投资决策往往需要漫长谈判。匈牙利或希腊等国为企业引入了资助计划，但总体而言，支持框架往往不足且分散在各地区。在大多数欧盟成员国提供灵活性服务尚不可行，使瑞典成为少数允许工商业电池大规模提供频率调节服务的欧洲例外。

工商业细分市场在2025年几乎保持了其市场份额，占总部署的8%——仍远低于大型储能和住宅细分领域。市场发展速度不足以满足脱碳的迫切需求、降低持续的高电价以及保护欧洲企业免受未来电价飙升的影响。

最后，住宅光伏和BESS安装再次受到2024年动态的影响：相对于能源危机高峰期电价下降；以及若干市场的支持计划被缩减或完全取消。2024年，住宅市场萎缩11%，但当时家用电池仍是最大 细分领域，占56%。2025年，这些因素持续存在——除了罗马尼亚或匈牙利等引入新支持计划的国家，欧盟住宅BESS市场再次下降6%，至9.8 GWh。然而，尽管政府财政支持减少，其他投资住宅电池的激励措施有所改善，在一定程度上减缓了新增装机容量的下降。特别是，由于亚洲供应商的激烈竞争，家用电池产品价格显著下降，光伏上网电价进一步下降，触发了奥地利或德国等国太阳能住宅改造率的增加。政策框架也证明是支持性的，在荷兰或市场领导者德国等国家加速采用奖励灵活性的动态框架后。

2025年标志着安装量连续第二年下降，标志着持续扩张周期的结束，2021年底至2025年间的复合年增长率(CAGR)近70%。自2021年能源危机开始以来，近450万欧盟家庭采用了家用电池。这使欧盟的住宅储能装机成为全球最大，并为增加分布式电网灵活性提供了巨大潜力。

1.2 2025年欧盟累计BESS装机容量

欧盟电池储能装机现在是四年前的10倍；住宅细分领域保持近60%的容量

欧盟的电池储能装机在2025年底接近80 GWh（见图6）。运营容量继续以极快的速度增长，并在近年来进一步加速。在短短四年内，欧洲的运营电池容量增长了十倍，从2021年底的7.8 GWh，在过去十年中增长约150倍，从2016年的约0.5 GWh。这反映了家用电池的首次大规模采用浪潮，以及大型储能电池作为主要贡献者的 崛起。

图6

欧盟已安装电池储能容量接近80 GWh里程碑

2016-2025年欧盟累计BESS装机容量

尽管过去两年投运了大量大型项目，但到2025年底住宅电池容量仍占总装机的56%（见图7）。预计这将在2026年改变。在过去两年中，大型储能细分领域从23%跃升至2025年底的35%，预计将在2026年成为主要容量提供者。工商业细分领域保持在总装机容量的9%至11%范围内，这一份额自2021年以来一直保持。

图7

尽管安装量连续两年下降，住宅细分领域在2025年保持其装机主导地位

2021-2025年欧盟累计BESS细分市场份额

1.3 2025年欧盟前五大BESS市场

年度部署集中度下降，但意大利和德国仍运行60%的电池容量

2025年，德国和意大利保持其作为领先BESS市场的前列地位，保加利亚强势崛起，成为欧盟第三大市场（见图8）。西班牙和荷兰完成前五名排名，奥地利和瑞典跌出。

这一最大市场的新地理分布标志着重要变化：没有足够大型储能市场的国家不再能进入前五名排名。早些年，当住宅安装驱动大部分新增容量且大型储能电池有限时，前五名由领先的住宅太阳能市场组成。如今，随着住宅安装下降和工商业细分小幅增长，国家 必须部署大量大型储能电池才能进入顶级行列。

此外，2025年标志着容量部署新时代的开始，显示出更强多元化，新兴市场涌现。2024年只有四个欧盟市场达到GWh规模，但2025年有10个成员国超过GWh门槛。

图8

德国和意大利保持欧盟电池储能领先地位，保加利亚登上领奖台，西班牙和荷兰完成前五名

2025年 vs 2024年欧盟年度BESS前五大市场

德国去年注册了6.6 GWh的新部署记录，现已连续三年每年部署6 GWh或更多。扩张速度近年来放缓，2025年和2024年分别为8%和3%，由于住宅安装下降和工商业增长活动较小。好消息是，德国 承诺 的大型储能电池现货市场终于交付了大量电池容量。

在2024年几乎超越德国后，意大利在2025年经历了首次市场 收缩，并网容量减少18%，年度安装量降至5 GWh以下。尽管大型储能细分领域表现强劲，2024年和2025年都交付了约3.5 GWh，但由于住宅电池市场下滑（同比下降40%），总安装量下降。工商业市场保持在200 MWh以下，在2023年达到450 MWh峰值后。

保加利亚成为2025年第三大市场，并网2.5 GWh，是欧盟增长率最大的国家（同比增长1,152%）。欧盟资金轮次催化了大型储能电池部署的巨大资本动员，导致2025年的首次突破性一年。分布式细分领域由于高度监管的电力市场而基本未开发。

荷兰在2025年将年度市场增加一倍以上，上线1.7 GWh电池储能容量。荷兰市场在过去两年经历了重大变化，现在显示出非常多元化的部署细分。尽管2025年屋顶太阳能市场收缩，表后储能细分领域在2025年增加了近1 GWh。即将在2027年逐步淘汰的净计量计划加速了向灵活电价和储能的转变。大型电池连接了700 MWh以应对日益增长的拥堵和电价波动，而企业用户（如超市、物流公司）对储能表现出强烈兴趣。

西班牙成为2025年第五大市场，年增长率近70%，安装1.4 GWh。尽管住宅市场在Next Generation EU资金到期后萎缩60%，但工商业和大型储能市场迅速扩张。大型工业和大型储能项目在2025年并网，主要由于改善的许可程序和使用欧盟计划支持BESS资本投资。

总体而言，前五大市场在2025年交付了总部署的近三分之二 （见图9），再次说明了欧盟电池安装的高地理集中度。然而，相对于2024年，前五名的份额下降，当时五大市场建造了近80%的BESS容量。

图9

五个领先的欧盟市场交付2025年近三分之二的新增装机容量，地理部署集中度持续

2025年欧盟前五大BESS市场份额 vs 欧盟其他国家

领先的大型储能电池市场——德国、意大利和保加利亚——交付了该细分领域总建设量的一半，而德国和意大利单独安装了欧盟所有住宅系统的60%。这种部署集中度在工商业细分领域也非常明显，因为领先市场——德国、意大利、荷兰和西班牙——安装了欧洲所有工商业容量的40%。

查看欧盟累计电池装机容量，前五大电池市场的份额甚至比年 度安装更大，占总容量的近70%（见图10）。排名保持不变，德国以33%的总容量领先，其次是意大利24%，保加利亚、荷兰和西班牙各4%。两国合计占当前欧盟运营电池装机的近60%。

图10

德国和意大利单独运营欧盟近60%的已安装电池储能容量

2025年欧盟前五大累计BESS市场份额 vs 欧盟其他国家

专栏 1：英国BESS发展

英国仍然是欧洲最活跃的BESS市场之一，得到强有力的政策和市场势头支持。继2024年暂时放缓（年安装量下降23%至2.9 GWh）后，2025年电池建设达到5 GWh的新纪录（见图11）。该国是2025年欧洲第三大市场，运营着欧洲大陆最大的大型储能电池装机。

图11

2024年暂时下滑后，2025年英国电池部署反弹

2016-2025年英国年度和累计BESS装机容量

英国在欧洲储能生态系统中持续保持重要地位的核心驱动力是其雄心勃勃的政府支持，对可再生能源和电池部署有明确的国家目标。到2030年，该国目标是45-47 GW太阳能光伏和23-27 GW电池储能容量。英国还受益于欧洲最多元化的收入叠加，BESS能够进入批发市场、多种辅助服务以及日益有利的容量市场条件。这种广泛的收入机会历史上吸引了投资者，并将英国定位为灵活储能货币化的全球基准。

监管改革进一步巩固了市场基础。最近的电网连接改革旨在优先考虑符合国家气候和能源目标的项目，同时奖励项目准备度，这 是大型开发商的主要障碍。这一举措有效地从电网连接队列中移除了150 GW的电池项目。在分布式层面，小规模BESS的增值税豁免、简化许可以及针对低收入家庭的财政支持计划正在扩大住宅和工商业储能。

然而，若干不利因素正在塑造前景。最显著的是2023年和2024年大部分时间观察到的电池收入下降，这降低了投资者信心。这一下滑主要是由2021-2022年异常高水平后频率响应市场饱和造成的。然而，随着快速备用服务流的引入，强劲的复苏在2024年底开始，推动2025年1月的收入达到近四倍于2024年1月的水平（107,000欧元/MW vs 31,000欧元/MW）。尽管复苏，由于市场波动和更高的现货敞口，贷款人现在变得更加谨慎。

此外，规划许可程序在英格兰、威尔士、苏格兰和北爱尔兰之间仍然不一致，造成延误，不成比例地影响结合储能与太阳能或风能的混合项目。缺乏统一的消防安全法规也削弱扩张和公众信任。政策信号也变得更加模糊：能源监管机构最近批准的五年支出计划优先考虑天然气网络升级投资而非电网扩张。这与英国的电气化和灵活性目标严重不一致，可能减缓BESS部署的步伐。

尽管面临这些挑战，英国仍保持强大的结构性优势：稳健的政策基础、成熟的收入叠加和持续的投资吸引力。这表明，尽管2024-2025年可能代表重新校准期，但储能增长的长期基本面保持完好。

第二章：国家亮点

德国BESS市场显示出温和增长，由强劲的可再生能源、有利的电价动态和支持性监管驱动，但进展受到严重电网连接延迟和不一致许可的制约。意大利由于监管不确定性和疲弱的现货经济性面临急剧市场收缩，尽管强劲的可再生能源雄心和MACSE拍卖的兴趣继续吸引竞争。新兴市场如保加利亚由于可再生能源扩张、支持性政策和煤炭下降正经历爆发式增长，尽管投资因不明确的市场规则而放缓。

荷兰在可再生能源快速增长和高电价波动下显示出强劲势头，但电网电价结构和许可延迟仍是关键瓶颈。西班牙市场由于国家目标、融资计划和改善的监管框架而加速，但进展受到家用支持薄弱、融资挑战和行政延迟的阻碍。

1. 德国

2024年市场规模：6.1 GWh

2025年预计市场规模：6.6 GWh（较2024年+8%）

主要驱动因素：

· 强劲的可再生能源发电和雄心勃勃的目标，推动大量灵活性和电网平衡需求。

· 频繁的负电价和日内价差使电池在能源套利和辅助服务方面获利丰厚。

· 《能源产业法》的积极监管进展，承认储能为核心能源基础设施，并确认混合储能即使从电网充电也能受益于现有电网费用豁免。

· 尽管安装量下降，小型电池越来越受益于支持性采用框架，包括增值税豁免和动态电价的推出。

主要障碍：

· 由于可再生能源承诺动摇、增加天然气产能的计划以及最近加快电池许可决定的逆转，政策支持的不确定性增加。

· 严重的电网连接积压（所有电网区域超过700 GW）造成多年延迟，并揭示队列的投机性和重复性。

· 联邦地区之间高度分散和不一致的许可规则，地方行政负担过重。

· 当电网连接需要新电力线路或加强现有线路时，电网电池不再豁免一次性电网建设税。

2. 意大利

2024年市场规模：6.0 GWh

2025年预计市场规模：4.9 GWh（较2024年-18%）

主要驱动因素：

· 可再生能源快速增长，储能雄心勃勃的目标是到2030年达到 50 GWh容量，许可、电网规范和调度规则显著改善。

· 对MACSE首次拍卖的高度兴趣，超额认购四倍，推动竞标者之间的激烈竞争，导致更长储能时长和系统低成本。

· 年度容量市场拍卖轮次，吸引偏好现货商业案例而非长期固定收入的投资者。

· 住宅和工商业细分领域中自发自用和削峰的强劲用例。

主要障碍：

· MACSE定价结构和收入潜力的不确定性、收入流获取有限以及双重收费和电网费用的持续存在。

· 尽管最近电力市场监管改革，批发电价价差不足以支持现货商业案例，因为意大利的平衡和辅助服务机制正变得饱和。

· 现有计划如Transition 5.0、国家复苏和韧性计划(NRRP)支持计划和 Ecobonus 仍然复杂和/或资金不足，而高借贷成本限制了小规模系统的投资。

3. 保加利亚

2024年市场规模：0.2 GWh

2025年预计市场规模：2.5 GWh（较2024年+1152%）

主要驱动因素：

· 可再生能源快速扩张，特别是太阳能光伏，创造对灵活性和 储能的强劲需求。

· 近年来煤炭发电下降，增加对频率调节、电压控制和合成惯性的需求。

· 对储能部署的强有力政策支持，来自复苏和韧性基金的BESS项目大量赠款。

· 对储能的支持性政策框架（无双重收费或过高电网费用）和相对快速的许可。

主要障碍：

· 尽管最近改革，缺乏明确的二级立法和收入叠加市场规则减缓投资。

· 严重依赖短期的欧盟计划可能造成繁荣-萧条周期，没有确保持续投资的长期机制。

· 受监管的零售电价继续阻碍分布式太阳能加储能的采用，市场自由化多次推迟。

4. 荷兰

2024年市场规模：0.7 GWh

2025年预计市场规模：1.7 GWh（较2024年+149%）

主要驱动因素：

· 非常快速的可再生能源增长推动短期灵活性需求，目前由昂 贵的燃气电厂满足。

· 荷兰输电系统运营商预测需要至少5 GW独立电池和1 GW共址容量。

· 高电价波动创造有吸引力的套利机会，可与来自各种市场和服务的多种收入流结合。

· 引入替代运输权和时间依赖电价，为电池资产提供折扣。

· 净计量接近结束和动态电价的推出使电池对新安装和现有光伏安装更具吸引力；增值税豁免降低前期成本。

主要障碍：

· 复杂的政治格局削弱政策确定性和投资信心。

· 缺乏容量市场，降低BESS所有者的财务安全并增加停电风险。

· 替代电价选项未能解决高额电网费用的结构性问题，使电池暴露于高额可变运输费用。

· 漫长且分散的许可程序和日益增长的电网连接队列，减缓BESS部署。

5. 西班牙

2024年市场规模：0.3 GWh

2025年预计市场规模：1.4 GWh（较2024年+399%）

主要驱动因素：

· 就可再生能源增长、有限的互联容量和最近的停电所驱动的紧急灵活性和稳定性需求达成共识。

· 可再生能源和储能的雄心勃勃的国家目标，BESS预计将交付大部分新增容量。

· 多种融资计划支持大型储能电池项目，降低前期成本并推动投资。

· 投资者信心增强和现货风险降低，得益于混合项目许可的显著改善、关于容量市场的讨论以及即将推出的电压控制市场。

主要障碍：

· 家用细分领域因缺乏支持计划和高融资成本而受到严重影响；工业部门增长仍然有限。

· 严重依赖批发套利和辅助服务，没有公共支持使储能融资困难。

· 许多项目因行政瓶颈、漫长的硬件交付周期和某些地区的地方反对而面临错过计划截止日期的风险。

· 灵活性要求仍主要通过与传统发电商的双边协议满足。

第三章：新兴的欧盟系统集成挑战及BESS的作用

欧洲太阳能光伏繁荣在2024-2025年停滞，因为屋顶安装下降，大型项目掩盖了更深层的结构性问题，灵活性挑战成为关键瓶颈。欧洲的可再生能源扩张显著削减了化石燃料进口和排放，但电网和灵活性投资不足威胁进展。2025年负电价创下历史新高，削弱了德国和西班牙等关键市场太阳能项目的收入。日益增长的弃电和电网限制，在2025年停电后的西班牙最为明显，迫使更多地依赖天然气提供稳定服务，尽管可再生能源渗透率创下纪录。到2030年，每日和季节性灵活性需求预计将激增五倍，电池被定位为吸收过剩太阳能和稳定系统的最有效工具。如果不快速部署清洁灵活性解决方案，欧盟可能错过其2030年太阳能目标，削弱竞争力和能源安全。

3.1 欧洲光伏市场扩张

年安装量自2010年代中期以来首次下降，由屋顶安装进一步下降驱动，部分被大型发展缓冲 。

欧盟太阳能光伏部门继续扩大其作为欧洲大陆清洁能源转型支柱的作用。年安装在2021年激增38%，2022年48%，2023年51%，由能源价格危机和强有力政策支持驱动。这一快速加速在2024年戛然而止，当时增长放缓至仅2.8%，安装量达到65.6 GW。2025年，市场略微收缩至65.1 GW（-0.7%），标志着十年来首次年度下降，确认欧盟太阳能繁荣已进入新阶段（见图13）。

图13

十年来欧盟太阳能市场首次下降

2016-2025年欧盟年度太阳能光伏装机容量

这一放缓与若干因素相关：随着能源价格下降，安装太阳能的紧迫性减弱，关键市场通常由复苏和恢复基金资助的国家支持计划也缩减。连同更弱的太阳能经济性、缺乏电网接入、缺失的灵活性和新的政策不确定性也起到了作用。

不断变化的环境在屋顶太阳能细分领域感受最为明显。住宅光伏成为2025年市场的主要拖累，与2023年仅六个市场相比，19个市场的家庭安装下降。结果，住宅细分在年度安装中的份额降至仅14%，为两年前水平的一半。工商业细分领域显示出更大的韧性，但也降温，其份额滑向32%，因为下降需求蔓延到越来越多的国家， 增长日益集中在有限数量的更强市场。

相比之下，大型太阳能在2025年发挥了稳定作用，部分抵消了屋顶下降。大型项目首次占欧盟所有新安装太阳能容量的一半以上，使大型储能成为年度增量的主导驱动力。这种韧性主要是延迟项目实现的结果：在2022-2024年强劲期间通过拍卖授予和通过PPA签约的容量继续上线，尽管投资环境更具挑战性。今天，主要是电网限制、低电价和政策不确定性严重拖累新项目的经济性。

最新《欧盟太阳能市场展望2025-2030》的预测显示，预计下滑将在2026年和2027年持续，然后年度装机容量恢复增长。这应该为决策者敲响警钟：除非及时解决根本原因——例如实施灵活性措施以显著增加储能新增量——否则欧盟的2030年太阳能目标很可能无法实现，危及整个联盟的脱碳努力、竞争力和能源安全。

3.2 欧盟可再生能源发电：对竞争力、安全性和气候的影响

2025年欧盟可再生能源供电超过化石燃料，节省了数十亿昂贵的化石进口，降低排放并增强能源安全

太阳能和风能首次共同为欧盟提供了比化石燃料更多的电力（见图14）。化石燃料现在已被推低至29%的发电份额，而可再生能源上升至超过30%。

图14

可再生能源超越化石燃料成为欧盟主要电力来源

2020-2025年欧盟27国按来源划分的电力发电份额

可再生能源在我们电力结构中的巨大崛起使欧盟能够自2015年以来将排放强度（每千瓦时产生的CO2排放量）削减超过40%，绝对值较2005年下降近50%。

除了减少排放，风能和太阳能的增长还带来重大经济和安全利益。2019年至2024年间，欧盟风能和太阳能发电的激增避免了590亿欧元的化石燃料进口。没有这些新增量，欧盟将额外进口920亿立方米天然气和5500万吨煤炭，显著增加成本和排放。

仅在2021年至2023年能源危机期间，新安装的太阳能光伏和风能容量通过减少对昂贵化石发电的依赖和降低批发电价，为欧盟 电力消费者节省了估计1000亿欧元。没有这些可再生能源，2022年电价将高出8%，2023年高出15%。这些节省不仅是经济上的；它们还加强了欧盟能源安全，提高韧性并减少对日益增长的地缘政治风险的敞口。根据国际能源署(IEA)，一批太阳能光伏模块的单次运输可提供的电力相当于50多艘液化天然气运输船或100多艘大型船舶的煤炭。此外，由于电池价格急剧下降，可调度的太阳能在经济上已变得可行。储存约50%的白天太阳能足以在65欧元/千瓦时的成本下维持夜间供应。

随着可变电力供应份额的增加，对更强大和灵活系统的需求变得关键。尽管有明显的好处，但对可再生能源和电网的投资仍然相对较低：欧盟在2025年投资了约2000亿欧元，而中国动员了4350亿欧元。

3.3 新兴的系统集成挑战

随着更多太阳能在没有足够灵活性解决方案的情况下部署，系统集成指标恶化，使太阳能经济性面临风险 。

若干成员国已经实现了显著的太阳能光伏发电水平，但也面临将清洁能源整合到电网的日益增长的挑战。这些挑战大致可分为：技术问题，如电网整合和日益增长的弃电；以及财务挑战，如市场结构、投资吸引力和对可再生能源生产者的报酬。

太阳能财务挑战的一个关键标志是超低和负电价小时数的增加。白天阳光充足时太阳能发电充裕，加上电力需求低，将每小时 电价推至零甚至以下。这一趋势，尽管为使用廉价清洁电力电气化提供了巨大机会，但削弱了太阳能光伏项目的可融资性。

虽然直到2022年，欧洲每年负电价的平均时间保持在0.5%以下——每年大约整整两天——但该份额在2023年跃升至近2%，2024年达3%。去年，负电价在欧洲攀升至3.4%的时间发生率新高（图15）。这相当于约310小时的负电价——几乎连续两周。

图15

2025年欧洲负电价创历史新高，在领先太阳能市场发生率最高

2019-2025年欧洲负电价小时发生率

荷兰、西班牙和德国在2025年见证了负电价小时数的最大发生，超过540小时（超过22天）。这三个国家都是领先的太阳能市场，太阳能占消耗电力的15%以上。在西班牙，欧洲三大太阳能发 电国之一，2025年22%的电力来自太阳能光伏。

频繁的负电价推动了太阳能电力市场价值的下降，通过月太阳能捕获率衡量（表明太阳能电价与该月平均批发电价的比较）。在高太阳能产出期间，通常是春季和夏季，电价显著下降，降低了太阳能发电的价值。虽然这通过更低成本使消费者受益，但削弱了独立太阳能项目的财务案例。

在欧盟两大太阳能市场德国和西班牙，2020年至2025年的数据揭示了太阳能渗透率上升与捕获率下降之间的明确联系，通常称为同类相食效应（图16）。根据Rystad Energy，2025年1月至9月期间，平均光伏捕获率在德国降至58%，在西班牙降至52%，前一年分别为67%和63%。最急剧的下降发生在4月和5月，最清楚地说明了这一动态。在德国，捕获率从3月的50%以上下滑至5月的不到33%，而西班牙的下降更为显著——从3月的49%降至5月的仅18%。

图16

尽管夏季需求增加，德国和西班牙的太阳能电力价值创出新低

2021-2025年德国和西班牙月太阳能捕获率

值得注意的是，7月有一个峰值，当时热浪增加了整个欧洲阳光时段的空调需求。结合较低的风能和核能生产，太阳能的经济价值在此期间显著上升。尽管有这一事件，总体趋势是日益增长的灵活性需要抵消同类相食效应。

避免太阳能生产 “ 自食其尾 ” 超越了太阳能的经济价值。在阳光充足的时段，太阳能发电可能因财务原因（当价格过低时）和技术原因（当电网无法吸收额外流入时）而停止（弃电）。弃电严重削弱了太阳能项目的可融资性。

西班牙电网传统上被誉为全球最可靠的电网之一，结合现代基础设施和复杂的系统运营，拥有近70%的可再生能源发电。由于比大多数国家更低的弃电率，西班牙电网有效地整合了可再生能源，使电力比大多数欧洲国家便宜得多。自2019年以来，西班牙的可再生能源将化石燃料对电价的影响降低了75%，因为与天然气相关的小时数下降速度快于德国或意大利等其他依赖天然气的国家。2025年，西班牙的批发电价比欧洲平均水平低40%。

尽管有这些非常积极的发展，2025年4月28日，一场大规模停电中断了西班牙和葡萄牙的整个同步电网系统，影响了伊比利亚半岛数千万人。这一前所未有的事件再次证明了强大系统韧性措施的重要性。

自停电以来，西班牙电网运营商一直依赖燃气发电来满足需求，特别是电网稳定服务，如电压控制（见图17）。鉴于电网开发 和清洁灵活性解决方案的投资未能跟上可再生能源增长，西班牙电网运营商继续调用更多联合循环燃气轮机(CCGT)提供电网稳定服务。这些服务通过双边协议而非开放、透明的市场机制签约。

图17

天然气继续为西班牙提供大部分电网平衡服务，特别是停电后，而弃电几乎翻倍

2023-2025年西班牙电网平衡和弃电操作的年容量

此外，2025年可再生能源弃电几乎翻倍至超过5 TWh，进一步增加系统管理成本。当太阳能和风能因解决电压控制问题或物理电网限制而弃电时，燃气电厂介入。这不仅导致浪费廉价、清洁的电力，还导致更高的CO2排放和系统成本。

化石机组（天然气和煤炭）用于电网服务的使用从2021年的 14 TWh攀升至2025年的超过26 TWh。然而，西班牙的燃气电厂用于电网平衡的程度远高于整体发电。2025年，天然气和煤炭占西班牙电力生产的不到20%，但提供了超过80%的平衡需求。

更清洁、更便宜、部署更快的技术如电池储能可以加强欧洲电力系统并缓解可再生能源整合。扩大这些解决方案可以减少昂贵天然气对电网服务成本的影响，正如风能和太阳能增长减少了天然气对批发电价的压力。然而，西班牙和欧洲在这些投资方面的进展仍然明显缓慢。

3.4 利用电池提供灵活性和充足性

电池是能源转型至灵活和电气化能源系统的终极捷径

能源系统的灵活性需求使用剩余负荷曲线估计，其定义为需要由可调度技术满足的需求。它是通过从需求曲线中减去必须运行资产（确保电网可靠运行所需的机组）和可变可再生能源发电得出的。当远离化石燃料的能源系统面临日益增长的电网拥堵、更多低或负电价小时、太阳能光伏捕获率降低和日益增长的弃电时，这意味着灵活性需求正在升级。

根据 SolarPower Europe灵活性研究中最雄心勃勃的情景，到2030年，欧盟电力灵活性需求将增长五倍，从2021年的每年325 TWh增至每年超过1,600 TWh（见图18）。到2030年，欧盟40%的电力需求将必须是灵活的。

图18

到2030年欧盟电力灵活性需求需增长五倍

相对于2021年的2030年欧盟灵活性需求

值得注意的是，一半的灵活性需求将每日产生（每年810 TWh），为电池储能在将白天过剩发电转移至晚间需求高峰方面发挥关键作用提供机会。

根据《太阳能2040使命》，在一个完全灵活和电气化的能源系统中，电池和需求响应成为关键推动因素，能够到2030年满足欧盟三分之二以上的每日灵活性需求。额外的清洁灵活性解决方案可提供超过30%，将核能和天然气取代至仅提供10%。

电池是巩固可再生能源的最有效工具。将可再生能源与电池耦合将可变发电转变为稳定、可调度供应。这也使可再生能源生产者 能够平滑短期波动并避免惩罚。电池也是"时间和空间机器"，在最需要时转移可再生能源电力。它们在可再生能源过剩期间储存电力，在需求高峰时放电，同时减少弃电并缓解电网拥堵。最近从每小时现货市场转向15分钟间隔，现在为电池运营商提供更频繁的套利机会。通过管理可再生负荷，电池有助于缓解电网压力并推迟不必要的网络扩张。

如果通过市场机制充分采购，电池还可以提供广泛的基本电网服务以维持稳定性并提供紧急支持。这些包括频率调节、电压控制，甚至在大停电后为电网部分重启提供电力。所有这些基本能力必须通过辅助和容量市场拍卖获得公平报酬。然而，尽管有所进展，欧洲大多数电网服务仍未得到奖励。

第四章：欧盟电池制造业现状

虽然欧洲作为整体已成长为仅次于中国的世界第二大电池电芯生产国，2025年产能达250 GWh，但高生产成本、供应链依赖和延迟的投资继续制约其竞争力。不断变化的市场动态，如固定式储能需求上升和LFP化学体系的日益采用，正在重塑行业方向。本章提供欧洲电池产业现状的概览，从电芯组件和电芯制造到电池包和模组组装，涵盖电动汽车和BESS细分领域。

4.1 欧洲电池产业概览

2024年，全球锂离子(li-ion)电池电芯产能达到约1.6 TWh/ 年。虽然中国以77%的全球产量主导电池电芯制造，但欧洲排名第二，2024年拥有全球产能的9%，即145 GWh/年。这比2023年增加了22%，当时电池产业为欧盟经济贡献了估计9万个直接就业岗位。尽管国内生产多年来显著增长，但欧盟仍进口约50%的需求，2024年净进口平衡为170亿欧元。尽管2025年遇到一些挫折，欧洲的锂离子电池产能继续扩大以满足上升需求：

SolarPower Europe的最新分析估计，到2025年底欧洲拥有约250 GWh/年的锂离子电芯标称产能。

欧盟已宣布并启动政策支持其仍处萌芽状态的电池产业。2024年12月，欧盟委员会通过创新基金拨款10亿欧元赠款支持电动汽车电池电芯制造项目，同时与欧洲投资银行合作确保充分利用 InvestEU 贷款担保的2亿欧元追加资金。最近，2025年12月，作为电池助推器战略的一部分，委员会宣布从创新基金动员15亿欧元免息贷款，支持欧洲电池电芯生产商在扩产阶段。该部门随后将通过欧盟下一个多年度预算下的欧洲竞争力基金获得额外支持。虽然这些措施可能有助于加强欧洲产业和提高竞争力，但它们在单独确保这一新兴部门未来方面是否足够仍有待观察。相反，它们是基础性的一步，凸显供需两侧需要额外行动。

电池产业价值链超越电芯生产：它涵盖上游（原材料开采和加工）、中游（材料转化和电芯/电池包制造）和下游（部署、使用、再利用、回收和报废）阶段。

虽然欧盟在电池材料开采和提取的上游阶段存在欠缺（见内容框3），但欧洲一直在发展中游电池产业，用于电芯组件、电芯和电池模组/电池包，主要用于电动汽车部门。目前，欧洲90%的现有电芯产能，以及全球范围内，服务于电动汽车市场。尽管如此，固定式电池的需求正获得牵引力，越来越多的欧洲电池组装商正向固定式储能扩张。仅在过去两年，就有11家产品组合中有BESS的公司在欧盟开设了新的电池组装线。

专栏 2 ：欧洲电池材料开采和加工的上游

电池制造所需的原材料包括钴、石墨、锂、锰和镍，以及用于负极组件的铜和铝。电池金属的开采高度集中在欧盟以外。澳大利亚、智利和中国占全球锂开采的75%以上，而约65%的世界钴在刚果民主共和国(DRC)开采。与此同时，镍生产同样集中，印度尼西亚供应全球总量的60%以上。然而，最新的主流电池技术LFP，正迅速获得市场份额，不含钴/镍——从而显著降低依赖（钠离子电池更是如此）。超过50%的磷酸盐和石墨供应来自中国，而仅四个国家占锰开采的75%以上。

所有这些矿物被开采后，大多被送往海外提炼成高纯度、电池级材料。在提炼阶段，中国占主导地位，加工全球一半以上的锂、钴、锰和磷酸盐。对于天然石墨，主要的负极材料，中国控制整个端到端供应链。镍的加工也集中，75%在印度尼西亚和中国处理。

因此，欧盟严重依赖国际市场供应电芯生产中使用的电池金 属。根据欧盟委员会，2023年欧盟进口了近80%的电池初级原材料，以及超过60%的加工材料。对于精炼锂，所有电池的化学基础，依赖是全部的。

为加强欧洲原材料价值链并使供应来源多样化，根据《关键原材料法案》(CRMA)，欧盟委员会于2025年3月通过了47个战略项目清单，以提升国内产能。目标是确保欧洲提取、加工和回收战略原材料到2030年分别满足欧盟需求的10%、40%和25%。70%的这些项目专注于电池原材料。

4.2 欧洲电池制造细分领域

电池供应链的中游阶段可分为三个关键细分领域：电芯组件生产（图19）、电芯制造（图20）和电池模组/电池包组装（图21）。

欧洲电芯组件制造

电池包含四个主要组件：正极、负极、电解质和隔膜。在电池中，电解质使锂离子在负极和正极之间传输，而隔膜通过保持负极与正极分离来防止短路。根据 SolarPower Europe的最新分析，欧洲拥有52 GWh当量/年的正极活性材料(CAM)制造产能、3 GWh当量/年的负极活性材料(AAM)产能、345 GWh当量/年的电解质生产和220 GWh当量/年的隔膜生产（图19）。

图19

电池电芯组件制造图，欧盟27国、挪威、瑞士、英国

正极活性材料(CAM)

欧洲CAM总产能为52 GWh当量/年，欧洲最大的两家CAM工厂由比利时的Umicore在波兰运营（20 GWh当量/年）和德国的BASF （30 GWh当量/年）。两者都生产含镍CAM。在正极中，化学体系决定了电池的性能：镍锰钴(NMC)电池在过去十年一直是电动汽车的主流选择，而磷酸铁锂(LFP)电池正成为电动汽车和固定式储能的首选化学体系，因为成本更低（比NMC低约30%）和热稳定性更高。

欧盟CAM生产与电芯制造产能之间仍存在显著差距，使该地区依赖进口。根据公司公告，到2030年欧洲可能建立超过200 GWh的额外CAM产能。然而，具有挑战性的市场环境正在延迟产能扩张，这严重依赖欧洲电芯制造商的需求，以及他们在LFP和镍基电池之间的战略定位。

负极活性材料(AAM)

截至2025年底，欧洲AAM总产能仍然有限，约3 GWh当量/年。欧洲只有少数小型生产设施，特别是与中国相比，中国控制全球97%以上的AAM产能。大多数欧洲努力仍处于规划或早期实施阶段，专注于人造石墨和硅基负极。来自中国杉杉与法国Imerys以及印度Epsilon Advanced Materials的已公布项目，包括德国试点工厂的计划扩大，可能在未来几年增加产能。

电解质

2025年底，欧洲拥有345 GWh当量/年的电解质产能。众多生产电解质的公司已经建立，随着电芯产量的上升发展制造基础。电解质产能的很大份额归因于韩国 Enchem ，其在波兰和匈牙利的两个工厂合计产能为175 GWh当量/年。所有其他生产商都是中国、韩国 或日本公司，除了德国的E-Lyte，其在德国运营。

隔膜

年产能总计220 GWh当量，锂离子电池的隔膜由韩国LG化学在波兰和日本Toray在匈牙利等公司生产。该细分领域所有在欧洲生产的活跃玩家都来自中国、韩国或日本。

欧洲电芯制造

一旦电池电芯组件生产完成，它们被组装成电池电芯。2025年欧洲拥有252 GWh的年度电池电芯产能（图20），其中80%服务于电动汽车应用（约19%专用于储能，伴随其他电动汽车活动）。就化学体系而言，70%的欧洲电池生产是镍基(NMC/NCA)。预计随着电池储能系统部署加速，以及几乎所有主要全球汽车制造商计划将LFP纳入其产品组合以降低成本，这一比例将转向更高的储能和LFP份额。

欧洲电芯生产的绝大部分由三家韩国公司（LG Solution、三星SDI和SK On）持有，其在波兰和匈牙利的工厂合计产能为164 GWh/年。宁德时代也于2023年在德国开设了14 GWh的电动汽车电池电芯工厂。与此同时，欧洲企业如ACC（法国）、 Verkor /Renaud（法国）、 PowerCo （德国）正日益对国内电池产能做出贡献。

图20

锂离子电池电芯制造图，欧盟27国、挪威、瑞士、英国

欧洲电池电芯制造从2017年仅1 GWh增长至今天的超过250 GWh，代表到2025年对电池工厂约330亿欧元的投资。尽管如此，许多欧洲电池生产商因对未来盈利能力的不确定性而推迟或取消扩 张计划。该地区生产成本比中国高约50%；同时，电池供应链生态系统仍然相对薄弱。当瑞典 Northvolt ，欧洲本土最大电池生产商投资，于2024年底宣布破产时，它凸显了与亚洲生产商竞争的挑战，因为小型制造商仍在努力扩大生产并实现足够良率。

欧洲电池包和模组组装

在电池制造的最后阶段，电芯被组装成模组和电池包，用于道路移动性、电池储能或其他应用（如农业和工业应用的非道路移动性、国防、建筑、海事等）。

图21

电池包和模组组装图，欧盟27国、挪威、瑞士、英国

目前欧洲有81家公司组装电池，其中大多数（68%）服务于电动汽车部门，为电动汽车或重型移动性（公共汽车、卡车）开发解决方案（见图21）。虽然大多数电动汽车组装工厂专注于 solely 移动性，如特斯拉（美国）或宁德时代（中国），但其他公司也跨多个细分领域运营，生产储能和/或其他部门的解决方案。虽然某些组装商在欧洲采购其电芯，要么来自自己的国内生产（如宁德时代），要么通过与其他制造商的合作伙伴关系，但大多数仍从亚洲进口电池电芯，仅在欧洲进行最终组装。

只有16%的欧洲组装商专门生产BESS，如德国的RCT Power和Sonnen。一些初创公司甚至使用梯次利用电动汽车电池开发BESS产品。在供应商中，一个渐进的转变是明显的，原本专注于为移动性 和工业高性能电池系统的供应商，将其产品组合扩展至包括用于可再生能源固定式应用的电池。

德国拥有欧洲最多的电池组装商，有43家活跃生产商。接下来是波兰和匈牙利，其余分布在20个国家。从2010年估计的10家活跃公司，电池系统生产在过去16年增长了八倍。

专栏 3：欧洲BESS ESG格局：2025年进展与2026年展望

纵观欧洲电池储能部门，2025年带来了较慢的监管进展但更快的运营准备。2025年8月欧盟电池指令的废除将监管整合到《欧盟电池法规》下，该法规现在是管理工业电池（包括BESS）的单一框架。该法规确保欧盟市场的所有电池通过分阶段要求符合一致的安全和可持续性标准。

生产者责任延伸义务于8月生效，要求BESS生产者通过国家计划融资和报告收集、处理和回收。但本年最重大的发展发生在7月，当时欧盟委员会将供应链尽职调查义务推迟至2027年8月，反映了核查机构的缺席和最终指南的未确定。实施指南现在预计于2026年中期出台。

图1 2

欧盟电池法规的时间表与要求

推迟并未减缓行业准备。许多制造商和开发商利用额外时间建立经合组织(OECD)对齐的尽职调查流程，接触上游供应商并加强风险管理。与此同时，可追溯性工作扩大，公司测试数字电池护照解决方案以获取采矿、提炼和电芯生产中的来源和加工数据。投资者预期加强了这一势头，对更强披露和供应链治理的压力日益增加。推迟为开发商提供了更长的跑道来使ESG系统专业化，而非推迟行动。

注意力现在转向2026年，关键合规截止日期面临 变得 不确定性。产品碳足迹声明仍然是最重大的未决问题。声明计划于2026年2月18日适用于超过2千瓦时的可充电工业电池。然而，要求只有在委员会通过必要的授权和实施法案后18个月或2026年2月18日 （以较晚者为准）才生效。这些定义计算方法和声明格式的法案尚未通过，指向可能的延迟。

另外，委员会必须在2026年8月18日前评估回收效率和材料回收目标。该审查将审视 evolving 电池技术、材料可用性（特别是钴、锂和镍）的变化以及技术进步是否证明修订当前目标是合理的。结果可能实质性重塑生产者责任义务和报废规划。

第五章：2026年展望

本章呈现四家领先研究机构的观点，每个机构通过独特视角审视欧洲BESS市场——包括市场演变、政策发展和定价趋势。他们的分析解析塑造2025年的关键动态，并为2026年提供前瞻性见解，以最新数据和可视化支持。

5.1 Rystad Energy ： 系统成本下降和演变政策加速欧洲大型储能扩张

2025年是欧洲大型储能BESS的创纪录之年，预计新增近8 GW容量，总运营容量接近20 GW。英国、德国和意大利继续引领市场，得到成熟监管框架、强劲开发管道和持续投资者兴趣的支持。预计2026年将进一步加速，当前管道显示新增约13 GW——比2025年增加约50%。

与前几年部署高度集中在少数市场不同，2026年可能在地理上 更加多元化。东欧和南欧的新兴市场正在制定支持性政策框架，并日益受益于有吸引力的套利机会，使它们定位于更快的大型储能部署。

图22

2022-2026年欧洲大陆大型储能BESS容量

高批发电价波动、太阳能捕获率下降以及煤炭发电和核电基荷电网中日益增长的灵活性需求，正强化储能作为战略基础设施资产的作用。同时，持续的系统价格下降——由系统效率提高、竞争加剧和中国供应商在东欧日益存在驱动——正在将交钥匙系统成本推近200欧元/千瓦时。结果，新项目的平准化储能成本(LCOS)正在降至60美元/兆瓦时以下。在这些条件下，现货能源转移越来越能够支持独立投资案例并增强共址太阳能光伏项目的经济性。

历史上，欧洲大多数大型储能BESS项目一直是独立资产，在现 货市场上优化收入叠加。虽然共址系统可能随着太阳能容量增长而变得更加重要，但现货收入仍是2026年的关键驱动力。政策发展将塑造区域部署轨迹：英国正在推进项目改革，意大利通过MACSE拍卖支持，德国《能源产业法》( EnWG )的修订以及西班牙对共址项目许可的简化可能解锁进一步增长。

在新兴的东南欧市场——包括保加利亚、罗马尼亚、希腊和匈牙利——支持性监管和欧盟资金分配以及有利的套利价差预计将推动增加投资。

总体而言，2026年定位为欧洲BESS的另一个关键之年，得到下降的系统成本、上升的灵活性需求和日益有利的政策环境的支持。这些基本面预计将维持本十年后半段的强劲市场增长。

5.2 Infolink ： 2026年欧洲BESS市场：供需紧张的启示

2025年第四季度，中国供应商出口到欧洲的两小时直流侧电池储能集装箱离岸价(FOB)范围为66-83美元/千瓦时。两小时交流侧系统的完税交货价(DDP)为94-118美元/千瓦时，均同比下降约10%。

图23

2025年中国储能产品出口欧洲的价格及预测

总体而言，欧洲BESS价格从2024年至2025年前三季度呈下降趋势，主要由三个因素驱动。首先，中国储能公司加速海外扩张并积极参与欧洲市场招标，加剧竞争并对价格施加下行压力。其次，上游锂盐和正极材料价格下降转化为相应的成本降低。第三，欧洲BESS价格一直比中国高约30%，为价格修正留出充足空间。部分价格差距通过供应链成本压缩和价格谈判缩小。

自2025年下半年以来，电芯供需平衡明显收紧。随着多地区需求回升叠加成本反弹，储能电芯市场从供过于求转向紧张平衡期。结果，中国领先电芯制造商的利用率在第四季度普遍保持在90%以上，价格在先前触底水平稳定后显著反弹。

综合考虑所有因素， InfoLink 预计2026年欧洲储能系统整体 价格将遵循 “ 稳定温和下行 ” 的轨迹。这一展望基于几个关键因素。首先，在中国国内市场，电芯和系统层面的进一步降本空间仍然有限，受行业定价纪律和成本底线管理日益共识的制约。这限制了中国供应商进一步降低对欧洲出口价格的潜力。

此外，新兴市场预计在2026-2030年期间贡献更大份额的增量需求。作为高价高壁垒市场，欧洲将继续吸引中国供应商，但竞争正日益转向结构优化和服务溢价，而非简单的降价。

最后，当前主流的314Ah电芯正面临更高容量下一代产品的日益压力。因此制造商对新产能扩张步伐变得更加谨慎，这有助于缓解 renewed 供过于求和激烈价格竞争的风险。

5.3 Wood Mackenzie ： 储能共址 —— 从利基走向主流

欧洲电池储能投资正在经历重大转变，2025年大型储能年安装量同比增长85%。虽然80%的装机容量仍是独立系统，但市场动态正驱动向共址项目的快速转变。

图24

2013-2025年欧洲按共址和可再生能源配对划分的公用储能容量

负电价，曾经罕见，现在在某些地区每年发生约500至700小时。这反映了可再生能源部署的成功和电网灵活性的结构性弱点。问题源于可再生能源支持计划、不灵活的发电和不足以储能——加上主要太阳能市场如西班牙高达30%的弃电加剧了问题。

这使得独立太阳能项目越来越难以融资。承购商要求排除负电价结算的PPA（购电协议）条款，削弱了可融资性。开发商正以创新结构回应，如 “ 视为发电 ” PPA，应用零电价下限同时保留合同确定性。然而，这些谈判仍然复杂，推动行业转向整合电池以缓解波动的混合PPA合同。

电网基础设施现已被大多数开发商确定为可再生能源和储能部 署的主要瓶颈，以及新投资的主要障碍。随着电网建设延迟和2-3倍的更高成本，挑战正在加剧，意味着当前电网容量不足以满足近期部署目标。

共址项目通过最大化现有连接和提高利用率而不需要新基础设施来解决这些电网挑战，同时电池平衡间歇性可再生能源并吸收过剩供应。

尽管有明显好处，共址仅占欧洲已安装储能的14%，而美国为31%。这一差距反映了底层复杂性：混合项目需要复杂设计，面临分散的许可程序，并要求许多开发商缺乏的高级交易能力。

未来成功需要三个关键转变：监管适应（简化的混合许可）、创新商业模式（带电价下限的混合PPA），以及提供整合交易和投资组合级融资的平台。像西班牙和德国这样面临严重弃电和连接挑战的市场，可能随着电池成本持续下降和电网限制收紧而引领欧洲转型。共址正变得在经济上有吸引力，对解锁欧洲可再生能源转型具有战略必要性。

5.4 EUPD Research ： 工商业储能成为欧洲表后能源转型增长最快的力量

工商业储能正成为欧洲小规模能源转型增长最快的支柱。与2025年和2026年预计的住宅和工商业太阳能安装放缓不同，电池采用正在加速。

这些政策转变现在正在直接鼓励储能投资。例如，法国上网电 价( FiT )（Obligation d'Achat ）的削减预计将加强现场电池的商业案例，但影响尚待观察。在德国，动态定价框架、计划的电价税( Stromsteuer )降低以及预期的2026年电网使用费( Netzentgelte )上限或降低，预计将为储能市场注入新的动力。

2025年，住宅储能下降3%，而工商业储能安装在欧洲增长34%。展望2026年，住宅储能预计反弹至18%增长，而工商业再次以33%领先。在储能系统价格急剧下降的驱动下，企业正迅速采用电池来管理价格风险、降低峰值需求并提高抵御电网扰动的韧性。

图25

2024-2026年欧洲年度已安装表后BESS容量

EPC（工程、采购和施工）和安装商反馈证实了这种势头。在六个主要欧洲市场调查的133家EPC中，65%目前提供储能解决方案。约75%的这些EPC预计在未来六个月内有更有利的商业前景。

除储能系统价格急剧下降外，监管被广泛报道为关键驱动力。52%的EPC引用目标和计划，48%强调欧洲和国家监管框架。瑞典清楚地说明了这一点，因为允许工商业电池参与平衡市场已将储能转变为创收资产。然而障碍仍然存在。60%的EPC报告许可不确定性，50%引用激励不足。捷克共和国 exemplifies 这一点，高需求受到缓慢许可挑战的制约。

尽管存在这些障碍，方向是明确的。工商业储能现在处于欧洲表后能源转型最强增长轨迹上。随着市场准入扩大、新收入机会出现以及安装商和EPC的强烈准备，工商业储能定位于2026年的另一个强劲增长年。

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