告别补贴红利:罗马尼亚BESS储能市场将如何进化？- 大数跨境

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告别补贴红利:罗马尼亚BESS储能市场将如何进化？

光伏企业出海指南

2026-10-04

导读：罗马尼亚储能正在从CAPEX补贴驱动转向商业化运作。看懂电网需求与收益堆叠规则，才是掌握东欧储能投资的关键。

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在东欧的新能源版图中，罗马尼亚正在成为新型储能（BESS）增速最快的市场之一。然而，随着早期红利的释放，行业正在迎来一个拐点：储能项目正从“依赖资助补贴（Grants）”向“打造可融资商业化模式（Bankable Revenues）”转变。

在近期举办的“Romanian BESS on the Fast Track”商业论坛上，与会资深投资者的一项现场投票折射出市场的真实心态：日前与日内价差套利被视为当前最核心的收益来源，紧随其后的是容量租赁（Tolling）合同；而对于项目融资而言，“监管政策的频繁变动”被列为破坏商业计划的首要威胁。

对于关注东欧市场的投资者、EPC工程商及设备出海企业而言，仅关注初期设备的CAPEX补贴已远远不够。在更长的资产生命周期内，如何构建可预测的收益堆叠（Revenue Stack）与风险分担机制，才是项目能否获得银行融资（Bankability）的生死线。

补贴落地的现实博弈

目前，罗马尼亚主要依靠欧盟现代基金（Modernisation Fund）作为储能部署的补贴撬动点。该计划分配了约1.5亿欧元资金，专门用于新建时长不少于2小时的独立储能（Standalone BESS）项目，目标装机容量至少达到2,174MWh。

这一方案将国家补贴上限设为€69,000/MWh。由于采用了竞争性竞标机制，开发者实际获得的单位补贴注定会低于该上限。

这引发了市场端与政策端的直接博弈。多家当地开发商与行业协会曾向罗马尼亚能源部直言，69,000欧元的上限不足以覆盖高标准BESS项目的实际建设与供应链成本，曾呼吁将上限提升至150,000至200,000欧元/MWh。这意味着，在竞标中被大幅挤压的补贴空间，必须在后续的电力市场运营中寻找补偿——项目后期的商业化运营压力被成倍放大了。

商业结构的分水岭：

现货、Tolling与容量机制

储能资产如何赚钱，取决于其背后的商业合同结构。在未来的罗马尼亚市场，四种机制将对应截然不同的风险与回报特征：

现货商家模式（Merchant Model）：开发者完全裸露于电力现货市场的价格波动之中。虽然能够吞下价格暴涨时的价差套利与辅助服务高溢价，但要独自承担市场暴跌、辅助服务收益缩水和竞品涌入带来的摊薄风险。
容量租赁协议（Tolling Agreement）：资产所有者将电池的调度与优化权让渡给专业交易商（Optimiser），换取固定租金、收益保底（Floors）或利润分成。这种模式将市场价格风险转移到了交易对手身上，因此对交易对手的信用评级（Credit Rating）要求极高。
容量机制（Capacity Mechanism）：这是系统层面的资产包容方案。电网为“随时待命”的备用容量买单，以此解决电力充足性（Resource Adequacy）与供电安全问题。
灵活响应服务（Flexibility Services）：针对实时调度的操作需求，按储能系统对电网指令的响应速度和功率调量进行付费。

欧洲成熟市场的路径分化

罗马尼亚无需从零摸索，成熟的欧洲电力市场已经给出了针对不同电网痛点的解答：

德国在2026年启动了StromVKG框架下的首轮长周期容量拍卖，提供长达15年的服务合同。其核心在于引入“折算容量（Reduced Capacity）”概念，按储能系统的最大持续放电时长（Duration）打折计算其对系统安全保供的真实贡献。

西班牙生态转型部（MITECO）则在2026年9月推出了全新的技术中立型容量市场，同样给出了最长15年的服务合同，并将储能与需求侧响应（Demand Response）提升至与传统机组同等的“确定性容量”地位。

意大利的MACSE机制则走得更为直接。在意大利电网 Terna 组织的首轮拍卖中，企业认购意愿极其强烈，认购量超过所需需求的4倍以上。最终以€12,959/MWh/年的加权平均出清价成功采购了10GWh的存储容量，这一出清价远低于€37,000/MWh/年的最高限价。

这三个案例表明：欧洲并不存在统一的储能模式。德国买的是考虑放电时长后的折算MW，西班牙买的是技术中立的确定性MW，而意大利买的是具体的MWh存储容量。

罗马尼亚的顶层设计落地信号

罗马尼亚正在加速补齐商业化运营的制度短板。

在政策端，欧洲复兴开发银行（EBRD）于2026年3月批准了技术合作计划，并于9月明确正在评估长时储能的市场需求与补助机制，以确保支撑罗马尼亚2030年至少1,200MW/2,400MWh的BESS及800MW抽水蓄能的目标。

在调节端，国家能源调节局（ANRE）于2026年8月19日正式批准《消费灵活性服务条例》，允许符合条件的用电户通过削峰填谷获取直接补偿。

而在监管端，欧盟能源监管合作机构在ACER Opinion No. 14/2026评估意见中明确指出：罗马尼亚未来的国家资源充足性评估，必须严格检验储能与需求响应资产在商业上是否具备可行性（Commercially Viable）。因为不赚钱的项目只是一纸规划，根本无法真正落地建设。

外部竞争压力同样迫在眉睫：多瑙河对岸的保加利亚正在规模化铺开储能。这为罗马尼亚抛出一个值得深思的问题：如果邻国率先构建起你所缺失的灵活性，那么最终是谁捕获了这份电网调节的价值？

产业出海的三重重构

对于参与东欧储能开发的投资者、开发商及出海设备商，罗马尼亚的市场演进意味着竞争维度的全面升级：

财务模型重构

依赖“CAPEX补贴+现货高价差”的静态算账方式已经失效。随着电池渗透率提高，辅助服务收益率必然下降。银行等金融机构在进行项目融资审查时，将把注意力全面转向长期的容量合同、高信用等级的Tolling协议以及多重收益堆叠能力。

产品路线向长时与长寿命倾斜

电网的需求正从分钟级短时调频，向数小时级的长时保供过渡。具备高循环寿命、高安全冗余以及支持4小时以上放电能力的储能系统，将在未来的容量招标和长期服务合同中获得更高的溢价。

核心壁垒转向算法与交易运营

硬件建置只是起点，资产要实现高IRR，取决于虚拟电厂（VPP）聚合与AI实时交易算法。将资产接入现货市场、灵活性服务及容量机制中进行动态优化，将是未来最大的竞争壁垒。设备厂商与当地优化交易商（Optimiser）、聚合商（Aggregator）的深层绑定，将成为打开东欧本土市场的决定性一步。

结语

从补贴依赖走向商业化运作，不仅是罗马尼亚储能市场的个例，也是整个欧洲电力市场演进的必然路径。

对于试图在东欧乃至全欧市场占据一席之地的参与者而言，罗马尼亚眼下的“制度阵痛”恰恰蕴藏着最关键的时间窗口。政策框架或许会调整，补贴上限或许会浮动，但电网对灵活性的刚性需求以及资本对可融资收益（Bankable Revenues）的追求永远不会改变。未来的赢家，不再是那些抢拿第一批 CAPEX 补贴的快跑者，而是那些能够率先看清收益堆叠逻辑、打通算法交易运营、并与本土交易商建立深层绑定的实战派。

罗马尼亚的储能下半场已经开局，唯有将商业模式的基石踩实，才能在欧洲电力市场的周期波动中笑到最后。