欧盟光伏增速放缓之际,罗马尼亚如何凭“储能”走在欧洲前列?

从欧洲整体的市场环境来看，新能源发电与电网承载力之间的矛盾正逐步显现：

• 新增装机增速放缓：统计数据显示，2025年欧洲联盟新增太阳能装机容量约为67.2GW，仅略高于前一年的水平。据预测，到2026年，除意大利外，欧洲所有主要国家的新增太阳能增速都将出现放缓。

• 电网吸收与传输瓶颈：在晴朗天气下，光伏电站产生的电能可能超过电网的吸收和传输能力。这种情况下，发电厂被迫削减输出，而过剩的电力有时会导致电力市场出现负电价现象。

• 负电价时长大幅增加：2025年上半年，与2024年同期相比，德国出现负电价的时长增长了33%，而西班牙这一数字则增长了237%。

• 储能需求缺口巨大：电池系统允许在太阳能发电高峰期储存过剩电能并在随后使用。欧盟官方估计，到2030年全欧需要150GW的储能功率容量；然而截至2025年底，全欧实际安装的储能功率仅为37GW，存在巨大的装机缺口。

罗马尼亚采取了差异化的发展路径。2025年，该国太阳能新增装机容量增长了45%，并且越来越多地在安装太阳能电池板的同时配置储能系统。

鼓励大型企业与户用产消者配置储能

多年来，政府一直在激励大型企业以及安装太阳能电池板的住宅房屋所有者（涵盖户用及小型工商业产销者）配置储能系统。截至2026年中期：

• 罗马尼亚约有三分之一的“产销者”（Prosumers，即兼具发电与用电身份的消费者）已配备了储能电池。

• 全国储能系统的总能量容量已接近2,000MWh，对应的功率输出达到约1,000MW（1GW），在东南欧地区处于领先水平。

资金重定向与政策干预

官方正在将部分支持资金从单纯的光伏组件转移至储能领域：

• 补贴资金重定向：2026年5月，政府宣布将原计划用于太阳能补贴的7,600万欧元（€76million） 资金重新分配给电池储能专项领域。

• 并网门槛与规划要求：罗马尼亚要求新的太阳能项目从一开始就必须将能源储存纳入规划。对于大型项目的开发商，申请电网连接所需的最低保证金已被提高，旨在减少那些仅排队占位但未做好实际施工准备的项目申请。

“光伏+电池”大型项目落地

在罗马尼亚，大型能源项目正在按照“光伏加电池”（solar plus battery）模式推进。其中最显著的代表是Ogrezeni项目：该项目规划包含一个762MW的太阳能发电站，并配备容量高达1GWh（或对应规模功率）的储能系统，计划于2027年上线运营。

罗马尼亚在储能领域的提前布局，从供需结构、项目开发模式及产业链需求三个维度对新能源产业产生了具体影响：

改变项目开发的标准配置与成本结构

随着罗马尼亚对大型项目强制引入储能考量并提高电网接入保证金，“太阳能+储能”的组合已从可选配置变为项目准入的刚性条件。这意味着未来该地区的新能源开发在初始资本支出（CapEx）中，储能设备的采购与建设配比将显著增加，纯光伏发电项目的审批与并网门槛随之提高。

缓解消纳压力与优化电力结算机制

通过在产生过剩电力前布局储能系统，能够有效减少弃光（curtailment）现象，并降低项目在电力交易中面临负电价损失的风险。对于发电企业而言，储能系统的加入使其能够实现电力的高峰时段错峰输出，改善项目的现金流预测与整体运营稳定性。

拉动储能设备及配套产业链的需求

罗马尼亚产消者的高电池渗透率（约三分之一配置电池）以及大型GWh级储能项目的建设，直接带动了储能电芯、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）以及变流器（PCS）等硬件设备的市场需求。这种政策引导下的市场变化，为新能源设备制造与供应链企业在东南欧市场的业务布局提供了明确的方向。

在欧盟光伏增速整体放缓、电网消纳压力递增的背景下，罗马尼亚通过补贴资金重定向、提高并网保证金以及推广“光伏+储能”模式，提前展开了电网储能能力的建设。这一系列政策与市场举措，不仅为其本国的新能源消纳提供了保障，也为东南欧地区的新能源产业结构演变提供了重要的观察样本。