到2030年，欧洲的电池储能容量预计将增长约五倍，随着新项目成本的下降，能源巨头、项目开发商和贸易商的回报也将不断增加。

风能和太阳能的使用已占欧洲能源结构的三分之一左右，但由于这些可再生能源具有间歇性，因此也推动了对备用储能电池的需求。

与此同时，电池技术也取得了长足进步，更小的电池组能够存储更大的电量，从而降低成本。

储能需求大

据业内估计，即使预期的产能飞跃也不足以满足平衡国家电网的需求。

Aurora Energy Research预测到2030年发电容量将增加到50吉瓦（GW）以上，投资价值约为800亿欧元（828亿美元）。

与行业组织欧洲能源储能协会的预期相比，这仍存在缺口，该协会估计，到2030年将需要200吉瓦的电力。

根据Aurora Energy Research的数据，到2024年，欧洲新增的电池储能项目容量将达到创纪录的3.7GW，使欧洲的储能总容量达到10.8GW。

可再生能源让一些投资者感到损失惨重。在欧洲，技术问题、供应链问题、成本上升和规划之争已经侵蚀了风力涡轮机制造商的利润。

在油价从疫情封锁导致的需求暴跌中回升后，能源巨头也面临股东压力，要求他们将重点重新转向化石燃料。

但电池储能提供了多种赚钱方式。

一种方法是让项目运营商与电网运营商签订所谓的辅助合同，电网运营商向他们支付费用以帮助平衡系统。例如，容量市场合同向发电机或电池所有者支付费用，以便在电力需求高涨时提供服务。

如今可再生能源发电在电力结构中的比重越来越大，价格波动也为批发能源市场的交易者带来了丰厚的回报前景。

当风能或太阳能发电量超过电网需求时，电价就会变为负数，电池运营商可以获得报酬来储存电力以备不时之需。

全球基础设施公司BW集团旗下BW ESS执行董事罗伯托·希门尼斯(Roberto Jimenez)表示：“如果因为电价为负数，你可以通过给电池充电获得报酬，然后在6点太阳下山时以高价出售电力，那么这对交易商来说是有利可图的。”

伦敦证券交易所的数据显示，2024年英国日前电力市场中电价为负值或接近零的小时数将达到创纪录的176小时。该公司预测，到2026年，这一数字将增长近四倍，达到792小时。

欧洲各地的情况也类似。伦敦证券交易所预测，到2026年，德国的负工作时间将从2024年的不到500小时增加到900小时以上。

巨额利润

BW ESS与石油巨头壳牌达成协议，壳牌将收购英国331兆瓦储能项目的发电容量。根据这份为期七年的协议，壳牌将向BW ESS支付一笔固定费用，以便在壳牌看到交易机会时提供储能容量。

另一家主要的TotalEnergies去年收购了德国电池存储公司KyonEnergy，该公司正在筹备的首个项目是一个200兆瓦时的项目，投资额为7500万欧元，预计将于2026年开始运营。

道达尔能源公司发言人表示，德国市场与11个国家有互联互通，为跨境电力交易提供了充足的空间。

预计新市场最初还将提供合同收入以鼓励投资。意大利电网运营商Terna表示，意大利将于2025年7月底举行首次电池存储容量拍卖，预计这些项目将于2028年投入运营。

欧洲最大的可再生能源发电企业Statkraft拥有庞大的电池组合，包括英国、爱尔兰和德国的项目。该公司表示可能会参与意大利的拍卖。

回报上升，成本下降

加拿大皇家银行分析师约瑟夫·佩珀(Joseph Pepper)表示，贸易和合同收入的不断增长，使英国电池收入达到大约两年来的最高水平，达到每兆瓦每年约90,000英镑（112,617美元）。

与此同时，由于中国供应过剩以及技术进步导致电池组尺寸缩小，电池储能系统的价格下降。

佩珀称，英国建设一个发电时长为2小时的风电项目的成本在两年内下降了约30%，至每兆瓦略高于50万英镑。

他说，英国项目的回报率将达到12%左右。

Statera Energy首席执行官汤姆·弗农(TomVernon)表示：“我们看到的（提高回报的）关键驱动因素……是电池储能成本大幅下降和削减。”该公司在英国有超过1吉瓦的项目正在运营或建设中。

这一趋势似乎将继续下去。高盛分析师表示，平均电池储能价格将从2022年的每千瓦时(kWh)153美元跌至2023年的149美元，到2026年可能降至每千瓦时80美元。