近日，欧洲电力行业主要协会 Eurelectric 公布了《2 025 年电力晴雨表》。今年，报告特别聚焦于“灵活性”。
太阳能光伏发电在欧盟电力结构中的占比首次 超过煤炭发电，这是欧洲清洁能源转型的一个象征性里程碑。即使风力低于往常，风力发电量也小幅增长了 7太瓦时。
这一趋势还将继续。欧盟委员会预测，到 2030年，欧盟发电装机容量将增长37%，其中新增装机容量的大部分将来自可再生能源。
在此背景下，电力系统的灵活性，加上更强劲的需求信号，是实现欧洲脱碳、能源安全和可负担性目标的关键。
应对灵活性挑战的关键之一在于储能，尤其是电池储能规模的扩大。
该报告认为目前欧洲储能发展滞后，公用事业规模的电池必须扩大规模。
据 联合研究中心（ JRC ） 预测，未来几年内，欧盟的公用事业规模电池项目总装机容量预计将达30.5吉瓦。截至2024年底，已安装的储能电池系统（BESS）容量较2023年增长超过50%，总装机容量达到5.4吉瓦。LCP Delta的估算表明，到2025年底，BESS的运营容量将突破13吉瓦大关。
然而，差距依然巨大 。
Eurelectric 认为， 为实现灵活性目标，欧盟需在2030年前部署至少60GW电池储能。目前的容量仅为所需容量的一小部分，这意味着部署灵活性和储能技术的竞赛必须大幅加快。
随着电池成本的降低，越来越多的国家开始实施针对公用事业规模和住宅储能的支持计划。
储能可通过多个市场获得收益。
储能的商业可行性，很大程度上取决于日内电价差，以及能否与风光等可变可再生能源建在一起。
欧洲电力价差通常在夏季更高，这使得储能系统能够获得更高的收益。 2024年8月，德国的平均价差为150欧元/兆瓦时，而希腊的价差则高达225欧元/兆瓦时。
由于市场蚕食效应，欧洲各地的太阳能捕获价格持续下降。然而，在中欧和东南欧地区，如果配备储能系统，太阳能捕获价格至少可以提高 15个百分点。
上图 对比显示，纯光伏的捕获电价已被压到 市场平均电价的 59-75%，而同场加配储能就能立刻抬升12-15个百分点，把被自身过剩压垮的太阳能重新回 到 市场均价以上 。
展望未来，大型储能作用将增强，但目前项目仍以户用 /工商业 储能 为主 。
欧洲输电系统运营商协会 (ENTSO-E)对欧盟发电灵活性选项 的 预测 如下：
Eurelectric 还提到了 2024年伊比利亚半岛的大停电 ，认为这 凸显了一个核心教训：问题不在于可再生能源是否导致了停电，而在于电力系统是否有足够的灵活容量（包括电池储能系统）和辅助服务来应对压力。
报告的最后， Eurelectric 认为，从这些数据可以得出明确的结论：欧洲必须紧急扩大储能规模，释放需求侧灵活性，并投资建设更智能、更强大的电网，以确保清洁能源转型。
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