在提及欧洲储能时，多数人第一时间会想到户储，而随着2023年光储成本降低，欧洲的地面光伏和大储市场也将逐步打开，储能项目的项目规模也在持续增加。

欧洲大储逐渐起步，收益模式探索中

欧洲大储市场已初具规模，根据欧洲储能协会（EASE）数据，2022年欧洲储能新增装机约4.5GW，其中大储装机2GW，功率规模占比44%。EASE预计，2023年欧洲储能新增装机将超过6GW，其中大储至少为3.5GW，大储在欧洲将占据越来越重要的比重。

根据Wood Mackenzie预测，到2031年，欧洲大储累计装机量将达到42GW/89GWh，英国、意大利、德国、西班牙等国引领大储市场。可再生能源装机增长、收益模式逐步完善，驱动欧洲大储发展。
大储装机需求本质上来源于可再生能源接入电网带来的灵活性资源需求。在“REPower EU”2030年可再生能源装机占比45%的目标下，欧洲可再生能源装机将持续增长，推动大储装机提升。

欧洲大储装机主要由市场驱动，电站可获得的收益来源主要包括辅助服务和峰谷套利等。欧盟委员会2023年初发布的工作文件中讨论到，目前欧洲已部署的大储系统商业回报较好，但由于辅助服务回报标准存在波动、辅助服务市场容量也暂不明确，投资方难以确定大储电站商业回报的持续性。

从政策引导的层面上，欧洲各国将逐步推动储能电站的收益多元化（revenue stacking），允许储能电站同时从辅助服务、能量和容量市场等多种途径获益，推动大储电站部署。

英国引领欧洲大储装机，2023年有望发力

英国引领欧洲大储市场，装机高速增长，项目储备丰富。根据EASE数据，2022年，英国大储新增装机830MWh，是迄今为止年度新增装机量最多的一年，累计装机2.4GW/2.6GWh，装机量居欧洲首位。

根据Solar Media数据，截至2022年底，英国已有20.2GW大储项目获批，将在3-4年内完成建设；已规划或部署储能系统61.5GW，增长空间广阔。

英国存在保障电力供应、提升电网稳定性的诉求，具备发展大储的强烈动力。英国作为岛屿国家，与欧洲大陆各国相比，其电力供应能力和电网灵活性存在一定局限。一方面，煤电的不断退出导致电力供应存在缺口，电力依赖进口。另一方面，风电、光伏等波动性可再生能源对电网形成冲击，极大增加了英国电力系统的平衡成本，部分拥堵时段英国只能被迫以高价从法国、比利时等国购入平衡电量。

碳中和、增加电力供应能力、同时提升电网稳定性的诉求下，英国在大力发展可再生能源的同时，需要持续推进大储系统的建设，为可再生能源大规模接入电力系统提供充分支撑。

随着政策推动市场机制成型，目前，英国大储的回报机制已较为完善，大储项目可参与容量市场、电量市场、平衡备用和调频辅助服务市场，通过收益叠加获得较为理想的回报。

总的来说，欧洲大型储能规划项目较多，落地有待观察。但欧洲率先提出2050碳中和目标，能源转型势在必行。在新能源大量接入的情况下，储能也是必不可少的一个重要环节，储能装机将有望快速增长。