中信建投：以英国为案例，透视欧洲大储商业模式及经济性演进趋势|中信建投|光伏|新型储能|新能源|欧洲大储|经济性|英国|风电

来源：中信建投证券研究

文｜朱玥张芷菡

通过复盘研究成熟的英国大储能市场，经历了从政策推动的配套设施、市场化收益驱动型资产，到长期资本配置基础设施。我们认为典型大储市场增长取决于三大因素：1）系统需求：新能源渗透率提升、传统灵活性电源退出、电网投资和跨区输电建设滞后，决定储能功率配置的必要性以及空间；2）项目经济性：电力现货、辅助服务、容量市场、电网服务等多元化收益提高投资回报；3）稳定收益及可融资性：业主更倾向相对较低但可预测性更强的项目，从而提升资本金IRR。综上，在大储市场走向成熟过程中：1）单一商业模式很难持续；2）收益叠加和长时化是必然结果；3）储能竞争壁垒会从硬件转向交易、运营以及商业模式创新。

欧洲风光转向主力电源，负电价频现套利空间，大储进入高速增长阶段

随着欧洲风光发电占比由2000年不足1%提升至2025年超30%，风光正从边缘电源转向主体电源，电网灵活性调节需求同步陡增。2026年以来，西班牙、德国、波兰负电价小时数持续累积，负电价增加与峰谷价差扩大共同显著改善大储项目经济性。其中，英国大储收益率（8%-9%）并非欧洲最高，但凭借其市场成熟机制，新增装机量稳居欧洲第一。

本报告以英国为案例深度剖析成熟市场商业模式演进，经济性源自成熟的市场机制以及多元化收入结构

第一阶段：辅助服务主导（1h储能），但随着项目涌入，调频收入占比从2020年85%降至2025年21%；第二阶段：容量市场保障兜底收益，电力现货贡献弹性收益，两者合计营收占比升至52%，推动2h+储能成为主流方案；第三阶段：通过各类创新机制使储能项目保底收益率更为确定，例如引入租赁（Tolling）、上限-下限（Cap and Floor）封顶保底等灵活机制，吸引社会长期资本投资，储能配置时长进一步拉长。综上，英国大储项目可同时参与多个市场收益，向新一代基础设施演进。

英国大储市场商业模式预演了全球大储市场三大规律

（1）辅助服务市场必然经历收益蚕食；（2）单一商业模式不可持续，拓宽多元化收益来源才能保证项目经济性、可融资性；（3）储能竞争最终从硬件转向交易和运营，算法交易与多市场调度优化成为真正护城河。

投资建议：把握大储容量增长与长时化带来的产业链机会

欧洲大储：风光渗透提升叠加收益机制日益成熟，进入高速增长阶段

随着欧洲风光渗透率持续提升、传统能源逐步退坡，电网消纳压力日益提高，低价、负电价时段不断增加，显著改善大储现货套利空间。欧盟风光发电占比由2000年的不足1%提升至2015年的约13%、2020年的19.7%，2025年进一步达到30.1%，并首次超过化石能源发电占比29.0%；随着风光由边缘电源逐步转向主体电源，电网灵活性调节需求同步增加。2026年以来西班牙、德国、波兰等市场负电价小时数持续累积，截至7月下旬分别约666、348和248小时，英国亦达到约65小时；新能源高出力时压低电价、晚高峰及低风时段抬升电价，负电价增加与峰谷价差扩大共同改善储能充放电套利经济性。

欧洲大储正进入高速增长阶段，凭借其经济性及成熟商业模式，将逐步占据主流市场地位，成为新一代基础设施。2025年欧洲储能新增装机36GWh，同比增长48%，其中大储新增装机19GWh，占比超53%，成为第一大细分市场，已连续两年翻倍增长。我们预计2026/2027年欧洲大储新增规模分别达到35/57GWh，同比增长84%/63%，占欧洲储能新增容量比例由2022年的约30%提升至2026年的约60%，主要是此前欧洲风光新增装机快速增长，电网建设相对缓慢导致消纳压力陡增，弃风弃光率快速增长，目前储能已成为保障欧洲能源安全的新一代基础设施。根据欧洲光伏协会（SolarPower Europe）预测，2030年大储新增装机占比有望达到75%，累计占比将达到67%，成为绝对主流市场。

其中，英国市场峰谷价差、大储收益率并非欧洲最高，但装机量多年来位列欧洲首位。

（1）峰谷价差：英国2025年1小时和4小时价差分别约75欧元/MWh和64欧元/MWh，较2017-2018年明显提升，但仍相对低于波兰、西班牙、德国等高波动市场。

（2）收益率：按Grenergy FY2025报告测算显示，项目IRR可达到10%-12%甚至更高。英国收益率在8%-9%，绝对收益并非欧洲最高。但从每年装机量来看，英国为欧洲第一大储市场，主要是该国政策支持及市场化机制更为丰富，储能收入更为丰富所致。

我们将以英国为切入口，进一步观察欧洲大储需求增长、收益模式演进与长时化趋势，探究成熟市场的商业模式。当前英国大储约7万英镑/MW/年收入水平可对应约8%的全投资IRR，同时其储能收入不单纯依赖峰谷价差、调频，叠加平衡收入、容量市场，以及Tolling/Floor等合同机制，共同支撑；更清晰、稳定的现金流又吸引银行、长期资本进入，使资本金IRR进一步提升。

以英国为例：成熟市场的"压力测试"与商业模式演进

英国为欧洲第一大储市场，功率端、容量端同步提升，是为欧洲少数明确提出2030年储能目标国家。2025年新增装机约5GWh，同比增长72%，其中大储约4.2GWh、占比超过80%。受益于大储项目加速落地，英国2025年储能新增规模位列欧洲第二，大储新增装机位居欧洲第一。英国功率需求来自风光渗透率的逐步提升、传统能源退坡导致的电网灵活性缺口扩大；同时，由于其电网相对属于孤岛模式，而扩建周期显著慢于新能源、储能建设，储能成为提供灵活性的快速解决方案。《Clean Power 2030 Action Plan》提出，到2030年配置23-27GW储能与4-6GW长时储能。

随着收益来源多元化，大储长时化趋势明显。英国大储早期依赖调频，以1h项目为主；随着现货套利、平衡机制等市场化收入增加，2h逐步成为主流；叠加容量市场、Tolling、Floor及长时储能（LDES）支持机制后，更长时长储能逐步配置，项目开始向2-6h乃至8h+长时储能延伸，其中25年平均时长已达2.11小时，为中长期需求提供支撑。

1、需求侧：高电价+高绿电渗透+南北电力错配+电网滞后，打开储能需求空间

英国居民电价偏高：2025年上半年，英国家庭天然气价格较欧盟平均低28%，但电价高23%，电气价比为欧盟最高；居民电费中批发电力成本仅占约38%，其余主要由电网及平衡、政策、坏账和税费等构成。随着英国全面退煤、本土油气产量下降及传统能源进口依赖上升，天然气仍对边际电价具有较强影响，而新能源消纳、电网扩建和拥堵成本又进一步推高终端电价。

英国陆风资源优异并高度集中于苏格兰，海风资源禀赋更为突出。。苏格兰平均风速较高，且因人口密度低可开发资源丰富；叠加陆风规划政策，截至2025年底苏格兰陆风装机约10.5GW，占英国总量约64%。海风方面，北海、爱尔兰海沿岸大片区域年均风速超过10米/秒，且分布着广阔浅海海床，为固定式海上风电开发提供了良好的资源与地形条件。英国通过持续推进AR系列CfD拍卖，为海风项目提供长期价格保障，推动海风电装机持续增长。

由于禀赋优势以及新能源转型，英国形成风电为主光伏为辅的发电结构。2005年风光发电占比不足1%，而2025年已接近总发电量的一半，传统能源占比逐步下降。建设风光有助于降低发电成本，同时减少天然气消耗和进口依赖。但随风光渗透率提升，也加大电力系统调节新能源的消纳压力，为储能打开功率配置空间。

英国电源与负荷呈现明显的南北错配：风电资源主要集中在苏格兰，电力负荷则集中于英格兰南部，形成持续的南送需求。英国新能源装机快速增长，而电网的跨区输电和并网建设相对滞后（建设周期在14年），南北关键断面约束日益突出。从更长期看，英国储能更重要的支撑来自电网约束问题持续加剧。24/25财年英国电网输电热约束成本（Thermal Constraint Cost）已升至19亿英镑，占全部平衡成本的71%，反映北部弃风与南部燃气替发问题同步加剧。

英国发电侧与电网侧投资机制存在差异，建设节奏错配。风光、储能等发电侧资产主要由市场化开发商投资，受电价、补贴及商业模式驱动，周期较短；而英国输配电网络由大型特许电网企业建设，受英国政府下属机构NESO、Ofgem监管规划审批，决策链条较长，建设周期在10年以上，电网建设通常滞后于新能源装机增长，从而使储能成为缓解英国局部约束、提升新能源消纳的快速解决方案；储能除通过日内峰谷套利获得收益，还可以参与平衡机制，在高需求、互联线路密集或风电约束严重的区域获得额外收入。

2、经济性：从单一调频到多元化收益叠加的三阶段跃迁，项目呈长时化发展

英国大储其收入结构经历了从单一到辅助服务、到多元化收益并存的发展历程，目前商业模式最为成熟。英国大储收益模式包括市场化收入、辅助服务、容量市场和电网服务四大类，储能收益兼备向上弹性及向下安全边际，并通过资产证券化等模式引入社会资本，进一步显著抬升项目经济性，吸引各方参与储能项目。

英国风电占比高促使其推动储能长时化发展，市场化叠加政策机制，推动其大储市场愈发成熟。由于不同新能源结构对应的储能时长需求存在差异，光伏出力具有明显规律，天然形成从午间低价向晚峰转移电量的2-4h乃至更长的窗口；风电则存在更长周期的特征，一方面短时的响应带来储能参与调频市场的需求，另一方面大风、低风可能持续数小时，促进长时储能需求。

第一阶段：早期以辅助服务市场收入为主，以1h储能为主。由于英国属于孤岛电网，是全球典型的低惯量、高波动的电网系统，随着风光渗透率大幅提升，电网稳定性愈发凸显，因此英国国家电网运营商在2020年推出辅助服务市场需求，包含一系列动态调频服务。因此最早英国储能收入来源主要为辅助服务，2020年收入占比超85%，但随储能参与项目逐步增加，调频市场逐步趋于饱和，2025年收入占比仅21%。

第二阶段：容量市场保障兜底收益，电力现货贡献弹性收益，推动2小时以上储能成为主流。

如果储能项目主要依赖现货套利，其收益将会随电价波动产生不确定性，无法进行明确估值及定价，从而会限制其融资途径。英国自2014年电力改革开始建设容量市场（Capacity Market），国家能源系统运营商（NESO）会对未来1年（T-1）或4年（T-4）容量需求进行集中采购，一般每年进行两次容量拍卖机制为储能项目提供长期合同，确保其在系统高峰时段提供容量，以获得稳定的容量收入，因此，容量收入可为储能项目提供稳定、长期的合同收入，类似于固定收益模式，25年占比约12%，有效解决储能项目纯现货套利收益波动大、难以估值融资的问题。

随着新能源渗透率增加、峰谷价差增大，电力现货收益弹性不断提升，占比逐步提升至40%左右。已成为最主要收入来源。从2025年起，1h储能日循环次数逐步下降，平均循环次数在0.73次，低于2h储能约0.94次。从英国储能市场交易电量来看，2h储能市场交易电量在926GWh，占总量76%；其中43%、36%、12%电量集中在电力现货市场、平衡机制，以及频率响应。

电力现货主要分为两类市场：

（1）批发能源套利市场（Wholesale Arbitrage）：储能可在日前/日内市场进行充、放电从而获得套利收入。随风光渗透率持续提升，英国平均峰谷价差中枢整体上移，占比已从2020年的10%提升至2025年的40%，成为最主要收入来源。由于新能源高出力时段压低电价，低出力、高负荷阶段抬升电价，使得近年来英国日内价差高于2010年代水平；现货价差成为大储市场化收益最直接、重要来源。

（2）平衡机制市场（Balancing Mechanism）：为实施平衡电力供需和管理电网约束，英国国家电网运营商（NESO）根据电网实时情况（通常提前1h），付费让储能增加、减少出力（充放电），由于位于高负荷或电网断面资产更容易被调用，收益更高，因此要求储能项目快速响应、精准预测、报价策略合理，更贴近交易型能源管理模式。2025年，英国国家电网推出开放平衡平台（OBP, Open Balancing Platform），通过市场数字化下发替代人工调度的调控方式，允许系统在数秒内自动向数百个分布式电池组下发调度指令，使得储能成为实时参与电力现货交易的数字资产。

第三阶段：引入创新机制使储能项目现金流更为确定，例如用过租赁（Tolling）/保底（Floor）/LDES金融化，促使储能资产向新一代基础设施演进，并通过资本化引入金融资本，有助于提升项目融资能力、增加债务比例并降低资本成本。

（1）长期租赁（Tolling）即资产所有者将部分或全部储能容量及调度权租赁给承购方（电力交易商或用电企业），以固定费用替代现货和辅助服务等浮动收益，从而将市场风险转移给承购方并换取更稳定、可预测的现金流收入。可预测性。通过长期（如10年）Tolling、Floor等协议覆盖项目，便于项目打包融资、再融资，或引入长期资本。2025年英国储能项目的Tolling收入占比已升至27%。

（2）保底收益（Floor）合同即在控制下行风险的同时保留部分市场上行空间。合同对资产设置最低收入，超过保底水平的收益由业主与优化商分成；相较Tolling，其固定收入通常较低，但在电力市场高波动阶段仍可分享超额收益。

（3）针对8小时长时储能，英国政府与监管机构则引入“上限-下限” （Cap and Floor）封顶保底机制。2025年4月，英国针对长时储能（LDES，Long Duration Electricity Storage）项目设定“上限和下限（Cap&Floor）收益机制，即当项目收入低于下限，则通过网络费等通道补齐差额，相对于给予“保底”收入，保证项目可持续运维，而当收入超过约定上限，则按超出部分回收给消费者，避免暴利引发政府反噬，从而把不确定性变成可融资现金流，从而吸引基础设施基金、私募股权等长期资本进行储能项目投资。Ofgem在首轮Window 1中拟向16个项目授予合同，合计规模约7.6GW/136.9GWh，项目将分别于2030年和2033年前后交付，并在建成后开始获得制度收入。

英国大储项目可同时参与多个市场收益，当前已具备较好的基础经济性。按26年6月英国大储收益来看，其年化收入约7万英镑/MW/年，其中现货交易约3万英镑/MW/年、频率响应约2万英镑/MW/年，平衡机制和容量市场分别约0.5万和0.7万英镑/MW/年，其余主要来自备用服务和不平衡结算等。按BNEF约53万英镑/MW的交钥匙工程成本测算，对应项目全投资IRR约8%。

考虑英国储能运行历史较长、收益来源丰富，同时容量市场及Tolling、Floor等机制提供部分稳定收入，业主能够接受相对较低但可预测性更强的项目回报，而稳定收入又可进一步提升项目可融资性、间接抬高杠杆，使项目本身资本金IRR更高。

核心启示：英国储能市场以极其激进的姿态，将全球储能行业未来可能遭遇的系统性挑战提前推演，通过复盘英国大储市场发展历程，我们认为在迈向成熟市场的过程中：

第一，辅助服务市场一定会经历收益蚕食，单一商业模式很难持续。随着储能装机快速增长，参与调频等辅助服务的主体数量激增，单一服务品种的供需关系迅速恶化，价格塌方及收益率下行是必然结果。英国快速调频响应市场从早期£20/MW•h以上的高位回落至接近零，同时也意味着任何依赖单一收入来源的储能商业模式，其盈利窗口期都注定是短暂的。

第二，大储走向收益叠加（Revenue stacking）和长时化是必然结果。英国市场的实践表明，储能资产的收益必须由多市场、多时间维度叠加构成，即同时参与调频、平衡机制、容量市场、现货套利，同时通过创新设计引入资产证券化等工具，进一步提升融资能力，才能持续获得较高IRR，激励各类资本投资储能的热情。

第三，储能竞争壁垒最终会从硬件转向交易和运营，以及通过灵活商业模式创新强化保底收益率的确定性。当电芯成本趋同、系统集成技术日益标准化后，决定储能资产回报率差异的核心变量不再是"谁的电芯更便宜"，而是"谁能更高效地利用每一个并网点、每一度电、每一次市场波动"。算法交易能力、多市场实时调度优化、跨资产组合管理，正在成为储能行业的真正护城河。同时，业主更能够接受相对较低但可预测性更强的项目回报，而稳定收入又可进一步提升项目可融资性、间接抬高杠杆，使项目本身资本金IRR更高。

投资建议

我们认为，欧洲大储正处于高速增长阶段，并逐步超过户储成为欧洲储能新增需求的核心驱动。预计2026/2027年欧洲大储新增规模分别达到35/57GWh。

英国、德国、西班牙、意大利等西欧成熟市场，随新能源渗透率提升、电力市场机制完善，大储已逐步由政策驱动转向市场化收益驱动；保加利亚、罗马尼亚、乌克兰等东欧新兴市场则仍更多受政策、补贴及地缘因素推动，带来阶段性快速放量。

通过研究英国大储的市场阶段以及演进过程，我们得出结论：大储并不会单纯依赖峰谷价差，而是随市场机制成熟逐步向基础设施型资产演进。如英国在西欧日内峰谷价差偏低，但收入来源多样，年收入水平约7万英镑/MW/年，对应8%的全投资IRR，而容量收入、tolls等合同化收入有助于提升项目杠杆，资本金IRR可观。

从第一性原理来看，我们判断一个大储市场能否持续增长应关注三个条件：1）系统需求：新能源渗透率提升、传统灵活性电源退出、电网投资和跨区输电建设滞后，决定储能功率配置的必要性以及空间；2）储能经济性：峰谷价差（电力现货）、辅助服务、容量市场、电网服务等收益能否覆盖投资回报；3）项目可融资性：通过引入合同收入（Tolling、Floor）、资本市场机制（Swap、再融资、资产打包）提高未来现金流可预测性，提高项目融资能力，提升资本金IRR。

当系统需求与经济性两大条件同时满足后，储能将由政策推动的配套设施、市场化收益驱动的资产，逐步转为长期资本配置的基础设施资产，推动储能功率、时长和资产价值同步提升。

我们持续看好欧洲乃至全球大储需求增长及长时化趋势。建议关注两类受益方向：一是具备海外渠道、本地化交付能力的储能集成商；二是受益大储容量持续增长、长时化带动用量提升的锂电产业链，包括锂电材料、电芯等环节。