储能与电力市场获悉，2025年11月，欧盟委员会发布《Overview of Energy Storage Deployment in Europe》（《欧洲储能部署概况2025》）。报告分析了当前欧洲储能项目部署情况、储能市场概况、政策规划实施情况及英国等典型国家的储能领域实践。
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目前欧洲已明确共计2356个储能项目，总装机容量为170.92GW。其中70GW已投运；97.26GW预计2030年投运。（注：储能类型包括抽水蓄能、电化学储能、热存储、氢能等不同形式）
英国是储能项目总容量最高的国家；德国、意大利、西班牙的储能项目容量分别位于第二、三、四位，但皆远低于英国。
欧洲在运的储能项目中，机械储能规模最大（抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等），达53.94GW；电化学储能规模为13.9GW；热储能规模为2.12GW；化学储能规模为0.04GW。
预期储能装机方面，电化学储能技术预期装机规模最大（锂离子电池储能、铅酸电池储能、液流电池储能等），达84.72GW。
欧洲锂离子电池项目达1940个（含在运、在建、已宣布、已获批、停滞项目），功率规模达99.87GW，远超其他电化学储能技术类型的项目。未来，锂离子电池仍将占据主导地位，但将转向低钴或零钴化学（磷酸铁锂、磷酸锰铁锂等）。
在运的电化学储能项目方面，英国、德国、意大利领衔，分别为超6.5GW、超2GW、约1.5GW。
电化学储能项目预期规模方面（包括已宣布、已获批和在建的项目），英国、波兰、德国、意大利领衔，其中，英国超40GW，其余均超5GW。
价格方面，以德国4h磷酸铁锂（LFP）电池系统为例，其资本支出（CAPEX）已从2022年的300美元/kWh降至2025年的低于200美元/kWh，下降了37%。
到2030年，全球工商储系统平均成本较2022年将下降30%。独立储能投资回报周期也正在不断缩短。
当前能量密度已成为推动电网级电池储能系统降本增效的首要考量，近期标准20英尺单元的储能容量已达5-6.43MWh。
基于模块化集装箱的解决方案日益流行，兼具高能量密度与物流灵活性，此类解决方案在快速部署、与电网基础设施集成、在空间有限的城市中心等地区应用等方面，都具有优势。
欧盟电力市场改革正推动形成一系列核心政策，明确储能在灵活性需求、用户侧优化、供应链管理等方面的要求与机遇，如TSO灵活性评估、工商业用户动态电价、电池护照等。
目前欧洲已明确共计2356个储能项目，总装机容量为170.92GW。其中70GW已投运；97.26GW预计2030年投运；3.66GW处于非运行状态。（注：储能类型包括抽水蓄能、电化学储能、热存储、氢能等不同形式）
从数量来看，目前欧洲储能项目部署状态情况如下：
运营中的项目（Operational）1070 个，占比最大；
已公示/宣布的项目（Announced）863 个；
在建项目（Under construction）153 个；
暂停/停滞状态的项目（Inactive）43 个。
图：欧洲不同状态的储能项目数量分布
从规模来看，目前欧洲所有储能项目的预期装机容量（包括已宣布、已获批和在建的项目）97.26GW，运营中的项目装机容量70GW，停滞状态的项目规模为3.66GW。预期的装机容量清晰体现出市场对储能项目的浓厚兴趣。
从国家来看，英国是储能项目总容量最高的国家；德国、意大利、西班牙的储能项目容量分别位于第二、三、四位，但皆远低于英国；其他国家如罗马尼亚、乌克兰等储能项目容量相对较小。（注：储能类型包括抽水蓄能、电化学储能、热存储、氢能等不同形式）
从储能技术分类来看，当前在运营的储能项目中：
机械储能规模达53.94GW，是当前欧洲运营中储能项目里占比绝对主导的技术类型；
电化学储能规模为13.9GW；
热储能规模为2.12GW；
化学储能规模为0.04GW。
图：欧洲不同技术类型的储能项目规模分布（在运项目）
但在已宣布、已获批、在建的储能项目中，电化学储能技术总规模达84.72GW，远超其他技术类型项目的规模。
由此可见，虽然欧洲当前运营项目以机械储能技术为主，但未来规划/推进中的项目已转向以电化学储能为核心的发展趋势。
图：欧洲不同技术类型的储能项目规模分布（已宣布、获批、在建项目）
报告表示，当前主导的电化学储能技术是锂离子电池技术（磷酸铁锂（LFP）、镍锰钴氧化物（NMC）和镍钴铝氧化物）。未来，锂离子电池仍将占据主导地位，但将转向低钴或零钴化学（磷酸铁锂、磷酸锰铁锂等）。钠离子电池和其他先进技术的作用将显著增加。
当前欧洲在运的电化学储能项目13.9GW，处于预期中的电化学储能项目（已宣布、已获批和在建的项目）规模有84.72GW。
图：欧洲电化学储能项目规模分布
从不同技术类型来看，电化学储能项目中，锂离子电池项目数达1940个，功率规模高达99.87GW，两项数据都远超其他电化学技术类型项目。（注：含在运、在建、已宣布、已获批、停滞项目）
钛酸锂电池、铁空气电池：各1个项目，规模分别为0.004GW、0.01GW。
图：欧洲不同电化学子技术储能项目数量及功率规模
在运的电化学储能项目方面，英国运行规模居于首位，超6.5GW；德国以超2GW的运行规模位居第二，意大利以约1.5GW的运行规模位居第三。
图：欧洲在运的电化学储能功率规模前15名国家
图源：欧洲储能部署概况2025
电化学储能项目预期规模（包括已宣布、已获批和在建的项目）方面，英国预期规模超过40GW，位居第一；其次是波兰、德国和意大利，预期规模均超过5GW。
图：欧洲电化学储能预期功率规模（已宣布、获批、在建项目）前15名国家
图源：欧洲储能部署概况2025
与风能和太阳能的发展趋势一致，储能系统的资本支出（CAPEX）预计也将大幅下降。以德国4h磷酸铁锂（LFP）电池系统为例，其资本支出（CAPEX）已从2022年的300美元/kWh降至2025年的低于200美元/kWh，下降了37%。
尽管安装和开发成本仍因地区而异，但储能系统价格持续走低，预计到2030年将趋于稳定。但同时这种情况加速了欧洲的储能部署。
2023年，全球电池每千瓦时平均价格下降了14%，处于长期降价趋势。此外，由于原材料成本、市场竞争及替代技术带来的压力，预计2026-2027年，电池组平均价格将降至100美元/kWh以下。
图：欧洲储能系统价格展望（德国4h磷酸铁锂储能系统为例）
图源：欧洲储能部署概况2025
同时，投资回报率（ROI）在逐步改善。在部分市场中，受资本支出下降和竞争加剧的推动，投资回报周期正不断缩短。尽管该图涵盖了欧盟以外的部分地区，但它表明储能系统对投资者的吸引力正日益增强。
图：近年部分市场投资回报周期范围（涵盖加利福尼亚州独立系统运营商、德国、英国、新南威尔士州及西班牙的日前交易）
图源：欧洲储能部署概况2025
此外，电力批发市场价格的持续波动，为储能等灵活性资源创造了新的机遇。2020-2024年期间，批发价格整体波动明显，2022年前后出现阶段性高位，后续逐步回落。
2024年电力批发市场月度平均价格整体趋于平稳，但日内价差占比仍维持较高水平，说明短期价格波动依然剧烈，这凸显了储能在提升系统经济性方面的作用。
图：英国、法国、西班牙、德国、意大利2020年1月至2024年7月平均批发价格月变化
图源：欧洲储能部署概况2025
对于工商储领域而言，系统成本的下降改善了储能项目的商业可行性，企业可通过削峰填谷、降低需量电费及避免电网升级等方式实现成本节约。预测显示，到2030年，全球工商储系统平均成本较2022年将下降30%。
图：澳大利亚、德国、中国、美国两小时工商储系统成本变化及预测（美元/kWh）
图源：欧洲储能部署概况2025
欧洲年度储能装机容量显示，电网级储能系统的份额不断增加。2023年，电网级储能系统占市场的21%，成为重要增长引擎；户储则占比70%，工商储占比9%。
图：欧洲年度储能装机容量分布图
图源：欧洲储能部署概况2025
报告表示，当前能量密度已成为推动电网级电池储能系统降本增效的首要考量。最近推出的集装箱化设计中，标准20英尺单元的储能容量达5-6.43MWh，为储能产品的紧凑化与可扩展性树立了全新标杆。
这也使得基于模块化集装箱的解决方案日益流行。这些方案不仅具有高密度，还具备物流灵活性——随着能源项目向空间有限的城市中心迁移，这一优势愈发明显。模块化设计还支持更快的部署，并能更轻松地与其他电网基础设施集成。
此前在电力市场改革方面，欧盟通过两项关键法规修订电力市场设计，强化了储能等灵活性资源的融入。包括修订指令和修订条例两部分：
目标：优化欧盟内部电力市场的整合与竞争力，缓解高电价和波动性问题。
核心措施：保障消费者权益，提供多元合同类型并避免弱势用户断电；支持能源共享，明确储能设施的参与地位；要求供应商对冲电价风险，建立 “最后供应商” 制度；允许电力危机期间的临时公共价格干预。
目标：强化市场监管，确保电力批发市场的开放与公平竞争。
核心措施：提升市场透明度，增强公众信任；赋予欧盟能源监管合作局（ACER）跨境调查权；强制要求评估灵活性需求，纳入储能等资源；允许成员国推出非化石能源灵活性支持计划，包括储能容量补贴；支持使用专用测量设备收集储能相关数据；要求成员国制定非化石灵活性国家指标；引入峰荷削减产品，可结合储能系统应用。
而欧盟电力市场改革正推动形成一些储能相关的核心政策，明确储能在灵活性需求、用户侧优化、供应链管理等方面的要求与机遇，直接影响欧盟成员国的储能投资与部署。具体包括以下四项政策要素。
此外，2025年5月28日，欧盟委员会发布《国家能源与气候计划（NECPs）》评估报告。其中储能相关政策内容如下。
欧盟推荐通过竞价为可再生能源及储能项目提供支持，差价合约（CfD）是一项关键竞价机制：一个项目，若市场收入低于差价合约的约定价格，可获补贴；若收入高于约定价格，需返还超额利润。该机制避免开发商获取暴利，这也是希腊竞价机制的核心原则。
该竞价机制专为独立电池系统设计，运作模式与可再生能源竞价类似。系统设定价格上限，超过该上限则无法提交报价，最终将接受最低出价，确保项目总装机容量尽可能接近报价。投资者的项目建设还可获得政府资金支持，但需提交担保函方可参与该流程。
在希腊2023年8月举行的首轮竞价中，共有12个项目成功入选，平均报价约为5万欧元/MW/年。2024年2月的第二轮竞价有11个项目入选，平均报价降至46680欧元/MW/年。2025年2月的第三轮竞价则有9个项目入选，平均报价达52580欧元/MW/年。
报告表示，差价合约（CfD）模式成功吸引了储能投资，价格上限和政府补贴的组合的方式，既控制了财政支出，又激发了市场竞争。该实践是欧盟储能政策的具体落地案例，印证了 “政策支持+市场化机制” 能有效破解储能投资难题。
德国政府启动了针对能源资源采购的公开咨询，核心目标是引入包括长时储能在内的灵活能源资源，包括12.5GW的新发电厂和500MW的长时储能系统。具体采购方案分为两阶段：
第一阶段计划采购500MW的长时储能，同时搭配5GW“氢能就绪型” 燃气电厂、2GW现有电厂氢能改造项目，以及500MW纯氢能电厂。第二阶段通过竞争性招标，额外采购5GW燃气电厂，形成 “长时储能+氢能相关电厂” 的多元技术组合。
采购要求长时储能系统单次放电时长最长可达72小时（3天），且额定功率不低于1MW。
补贴与竞标规则为，政府将为项目提供资本支出（CAPEX）补贴，竞标以 “每兆瓦/每兆瓦时的最低储能成本” 为核心评判标准，优先选择性价比更高的方案。
报告通过该部分德国的案例，提炼出长时储能发展的关键思路：需提前规划并建立专门的采购框架，为长时储能技术提供明确的政策支持；组合多种技术（如长时储能+氢能电厂）可提升能源系统的韧性和效率，避免单一技术的局限性；明确技术要求（如放电时长）和激励措施（如CAPEX补贴），能有效吸引开发商参与，降低投资风险。
英国是欧洲储能领域的先行国家，电化学储能项目增长势头强劲，预计将新增300多个电化学储能项目。增长主要得益于政策改革，包括电网接入队列优化、电池调度机制完善及辅助服务市场设计升级，这为电网侧（FoM）储能市场创造了有利环境。
目前英国已有超30GW储能系统申请电网接入，预计到2030年约16GW能完成投产，规模增长显著。
当前，英国传统高收益的辅助服务市场逐渐饱和，可能削弱后续储能项目投资积极性。同时，2020年起电网侧储能项目快速增长，然而电网接入资源有限，因此预计未来两年内投产数量将达峰值，增长速度放缓。英国预计将推行电网接入队列系统优化、拓展辅助服务市场、扩大采购规模及实施智能调度等措施，维持英国欧洲最大储能市场的稳定地位。
图：英国电化学储能装机容量及预测
图源：欧洲储能部署概况2025
英国大型储能项目储备丰富，累计储备项目达547个，涵盖已运营、在建、已获批、已宣布等多种状态。具体分布情况如下。
图：英国不同状态储能项目数量分布情况
图源：欧洲储能部署概况2025
英国储能市场的发展表明，完善的监管框架与丰富的项目储备相结合，能够有效推动储能领域的重大投资。但市场发展也面临挑战，政策制定者需妥善应对辅助服务市场饱和、电网接入条件有限等问题。
报告原文如下：
责任编辑：丁凯乐
寻熵研究院年度报告《中国用户侧储能发展报告2025》《中国独立储能发展报告2025》《2025上半年储能市场全景分析》《2024年储能市场分析和2025年发展展望》开启订阅。
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