重磅！2025年歐盟電池儲能市場回顧

昨日， SolarPower Europe 發布 了首份 《歐盟電池儲能市場回顧》報告 。報告顯示， 2025年，歐洲電池儲能市場進入了規模化與成熟化的新階段。隨著27.1 GWh新容量的安裝，歐盟實現了連續第12年的創紀錄增長，確立了 電池儲能成為該地區增長最快的清潔能源技術 。與此同時，市場結構發生了根本性變化。 大型儲能電池系統首次貢獻了大部分新增裝機容量。 此外， 表后儲能成為新建住宅太陽能系統的標配，而大型電池也越來越多地與太陽能電站共同規劃或作為獨立資產開發。

報告認為， 盡管歐盟電池儲能裝機自2021年以來增長了 10 倍，達到今天的77 GWh以上，但歐洲距離目標仍有很遠距離。 為確保能源系統能夠實現2030年目標，歐盟必須在未來五年內再次重復這一 10 倍增長成就，將電池儲能規模擴大至750 GWh 。

報告正文全文如下。

執行摘要

· 27.1 GWh - 2025年歐盟安裝電池27.1 GWh：連續第12年創紀錄增長

· 45% - 歐盟電池市場年增長45%：新增長周期開啟，大型儲能電池貢獻大部分新增容量

· 252 GWh/年- 歐洲擁有252 GWh的標稱電池電芯產能：眾多項目取消和延期威脅擴張進程

一

2025年歐盟電池儲能市場閃耀增長

電網電池接管，新時代開啟

2025年，歐盟安裝了27.1 GWh的新型電池儲能系統(BESS)，創下 SolarPower Europe自2013年有記錄以來連續第12年創紀錄增長（見圖1）。最新增量使2025年底的運營容量達到77.3 GWh。正如預期，2025年增速回升，年增長45%，扭轉了2024年的暫時放緩趨勢。

2025年發生了根本性轉變：大型儲能電池成為增長的主要引擎，占所有新增容量的55%。市場條件改善和政策支持使大型系統迎來創紀錄的一年，而分布式細分領域則持續面臨障礙。表后系統首次貢獻了不到一半的年增量，因為工商業細分領域的增長不足以彌補住宅安裝的下降。

在歐盟以外，英國強勁反彈，2025年部署了5 GWh電池，累計裝機容量接近16 GWh。在強有力的政策框架和有利的市場條件支持下，歐洲最大的電網級運營商在實現2030年目標方面取得了重大進展。

圖1

2025年歐盟電池儲能部署重獲強勁增長動力

2016-2025年歐盟年度BESS裝機容量

二

市場集中度稀釋

前五大歐盟市場貢獻超過60%的新增容量

2025年，德國和意大利再次引領歐盟電池儲能市場（見圖2）。保加利亞成為增長最快的市場，躍升至第三位，荷蘭和西班牙完成前五名排名。進入前五名的門檻大幅提高：連接大量電網級儲能電池變得至關重要；達到GWh規模已不再足夠。

德國通過創紀錄的大型儲能安裝、穩健的工商業增長以及住宅部署的適度下降，保持了領先地位。正如預期，盡管大型儲能規模穩定，但由于住宅安裝急劇下降，意大利的新增容量出現下滑。保加利亞經歷了突破性的一年，受強勁的市場和激勵政策支持，大型 儲能部署表現卓越。荷蘭憑借所有三個細分領域的均衡增長獲得第四名，政策和市場條件不斷改善。排名第五的西班牙大規模部署了BESS，正式承認儲能為能源轉型的戰略資產，并改善了加速部署的框架條件。

總體而言，前五大市場在2025年為電網貢獻了歐盟裝機容量的63%。一年前，五大市場（德、意、瑞典、奧地利、荷）貢獻了近80%。盡管領先國家的市場份額大幅下降，但部署的強地理集中度仍在持續。

圖2

德國和意大利保持歐盟電池儲能領先地位，保加利亞登上領獎臺,西班牙和荷蘭完成前五名

2025年 vs 2024年歐盟年度BESS前五大市場

三

歐洲電池電芯產業顯著擴張，盡管獲得新的財政支持

不確定性依然存在

盡管歐洲在電池礦產開采和提煉等上游活動方面存在欠缺，但該地區已發展了中游電池產業。然而，盡管擁有強大的電解質（345 GWh當量/年）和隔膜（220 GWh當量/年）生產能力，正極（52 GWh當量/年）和負極（3 GWh當量/年）活性材料的生產仍然非常有限。在電芯層面，已建立252 GWh的潛在制造產能，付出了相當大的努力，但該行業的未來仍不確定（見圖3）。

目前，約92%的現有電芯產能面向電動汽車市場，70%為鎳基電池。預計隨著固定式儲能需求的持續上升和磷酸鐵鋰（LFP）化學體系主導市場，這種情況將在未來幾年發生變化。歐洲擁有可觀的電池包和模組組裝產能，近半數工廠位于德國，只有不到20%服務于固定式儲能市場。

圖3

盡管活性材料生產有限，歐洲電池電芯產業取得進展，主要面向電動汽車鎳基電池

2025年歐洲電池細分領域產能

2025年歐洲電池電芯化學體系生產

2025年歐洲電池電芯應用生產

三

政策建議

以下政策建議摘自我們最新的《靈活性戰略》，該戰略與電池儲能歐洲平臺(BSEP)成員共同制定。該平臺匯聚了代表電池儲能價值鏈的行業領袖，以推進歐盟電池儲能的商業案例和監管框架。我們 共同呼吁到2030年將電池儲能容量增加十倍，以確保歐洲的能源轉型、安全性和競爭力。

1. 加速BESS部署

1.1 簡化許可和審批

BESS的許可程序目前往往復制傳統發電資產的程序，導致不必要的延誤和更高成本。實際上，在現有發電場址升級儲能不應觸發完整的許可要求。為解決此問題，成員國需要建立更高效的審批系統，包括對低影響改造的豁免，并強制執行環境影響評估的明確期限。創建專門為儲能設計的許可框架，以及整合所有許可需求的一站式服務，將顯著減輕行政負擔。

同時，電網和儲能的基礎設施規劃應與可再生能源擴張協調，將高層規劃與開發商足夠的靈活性相結合。城市規劃規則應明確考慮BESS，混合項目應作為標準做法受益于聯合許可。例如西班牙簡化的環境影響評估(EIA)流程和英國的綜合許可模式等案例表明，精心設計的系統如何能夠簡化部署。

1.2 在電網連接隊列中優先考慮對電網友好的資產

歐洲各地的電網連接隊列漫長且效率低下，減緩了急需靈活性資產的整合。專注于技術價值的透明、數字化和基于里程碑的流程對于加速BESS部署和確保稀缺電網容量分配給帶來最大效益的地方至關重要。

連接程序應優先考慮技術成熟、對電網友好的資產，這些資產可緩解擁堵或更好利用現有基礎設施，從大型BESS到帶儲能的屋頂太陽能。明確的技術標準應指導優先排序，避免增加不必要復雜性的模糊條件。

歐洲新興的基于準備度的方法，包括英國NESO的里程碑、德國的 “ 先準備好先服務 ” 模式和荷蘭的交通燈系統，展示了如何確保電網容量流向真正推進的項目。國家監管機構應確保這些方法的一致應用。

混合化，特別是向現有可再生能源場址添加儲能，應被認可為優化電網使用的實用工具。由于BESS既是負荷又是發電，連接框架必須通過準確的影響評估和可預測的時間表反映其運行特性。

1.3 確保公平和反映成本的電價

財務障礙仍然是一個重大挑戰，主要由于雙重收費和各種歧視性費用。為解決此，成員國應取消將BESS同時歸類為能源供應商和消費者的電價結構；同時歐盟能源監管機構合作署(ACER)提供明確指導，確保電價真正反映BESS為系統帶來的價值。在擁堵地區提供有針對性的豁免將進一步鼓勵新項目并幫助降低基礎設施成本。與此同時，有問題的做法，如荷蘭適用的高額電網電價或波蘭、希臘和法國仍然存在的雙重輸電費用，需要改革，以使儲能項目保持財務可行性。

1.4 開放市場準入和收入疊加

BESS應能夠充分參與能源和系統服務市場，以便在批發交易、平衡服務和容量機制中建立多樣化的收入來源。為吸引投資，這些市場需要透明和競爭性的規則，以及長期收入可見性。成員國還有責任確保容量機制提供公平的競爭環境，應用準確的降額系數，并對非化石靈活性資產保持開放。

電網穩定服務，如慣性和黑啟動，應通過基于市場的招標采購，并得到協調標準的支持，鼓勵公平競爭和創新。同樣，差價合約( CfD )應獎勵整合BESS的混合項目，而原產地保證必須考慮儲存的可再生電力，以保持其綠色價值。

1.5 降低投資風險

歐洲投資銀行(EIB)可通過提供擔保和夾層融資，在降低BESS項目財務風險方面發揮關鍵作用，這對小型開發商尤其有益。提供管理跨境投資組合的協調指導也將降低盡職調查成本并提高可擴展性。

1.6 加強網絡安全

隨著BESS資產日益數字化和互聯，加強網絡安全至關重要。實施強有力的標準——得到可信實體框架的支持、完全遵守《網絡和信息系統安全指令2》(NIS2)要求以及安全運營協議——將是確保儲能系統保持抵御網絡威脅韌性的關鍵。

2. 經濟實惠且韌性的BESS供應鏈

2.1 貿易自由化和戰略伙伴關系

歐盟應通過對關鍵組件采取免稅進口政策來提高BESS部門的競爭力，幫助降低成本并提供吸引全球制造商所需的法律確定性和投資穩定性。建立強有力的戰略伙伴關系，特別是與亞洲領先企業，對于供應鏈多元化同時確保價值創造和技能發展在歐盟內進行至關重要。為此，應避免負面貿易措施和保護主義做法，因為它們可能削弱競爭力并限制向后整合的機會。

2.2 支持歐盟本土生產

為加強國內制造業，成員國應通過有針對性的投資計劃和財政支持來激勵BESS及其組件的生產，這些支持與面向電動汽車的計劃分開運作。現有的如歐洲共同利益重要項目(IPCEI)、清潔工業交易國家援助框架(CISAF)、電池助推器和創新基金等計劃應擴大、簡化和加速，以便資金更快到達項目。鑒于挑戰歐洲長期工業生存能力的高能源和勞動力成本，運營援助仍然必不可少。同時，必須通過專門的培訓和技能提升計劃來解決勞動力短缺問題，這些計劃與歐洲電池學院和清潔工業交易的目標保持一致。

2.3 加強關鍵原材料獲取

確保鋰、鎳、鈷和石墨等關鍵原材料的穩定供應，需要協調實施《關鍵原材料法案》(CRMA)。這應包括擴大國內加工能力、加強國際貿易協議以及擴大回收以減少進口依賴。公眾對采礦項目的接受將是關鍵推動因素，需要創新的社會契約和參與式治理模式。對 開放貿易和循環經濟原則的承諾將是建立韌性可持續供應鏈的基礎。

2.4 推動研發和創新

整個BESS價值鏈的持續創新對于縮小電池化學體系、構網能力和原材料效率方面的技術差距至關重要。需要增加研發激勵，得到公私合作伙伴關系和歐盟計劃如 “ 地平線歐洲 ” 和IPCEI的支持，以加速進展。應優先考慮快速新興的技術，如磷酸鐵鋰(LFP)和磷酸錳鐵鋰(LFMP)電池，以及在電動汽車和固定式儲能制造之間創造協同效應的靈活生產模式。加強可持續回收工藝將進一步加速創新并鞏固歐洲在全球BESS格局中的競爭地位。

3. BESS的質量、安全和可持續性

3.1 協調安全和質量標準

由于系統設計和運營實踐的改進，自2018年以來BESS安全事件下降了97%。盡管取得這一進展，監管不一致性繼續帶來挑戰。為解決這些問題，歐盟應引入協調的、系統級消防安全標準，適用于整個安裝，涵蓋電池管理、熱控制系統和消防機制。建立集中式事件報告平臺也將提高透明度并使整個部門能夠持續學習。這應輔之以所有項目的強制性應急響應計劃(ERP)，確保急救人員和當地社區通過專門培訓和咨詢積極參與。此外，一致的噪音管理標準和認證方案將有助于提高公眾接受度，特別是在人口稠密地區。

3.2 改進回收和關鍵原材料回收

為減輕行政負擔并確保有效合規，歐盟需要協調生產者責任延伸(EPR)規則下的注冊和報告要求。由于行業懷疑態度和實施障礙，電池的再利用面臨重大障礙，需要建立明確一致的再利用框架，以及關于梯次利用電池的可靠性和安全性，以建立信任并最終支持市場發展。應更優先考慮關于廢電池安全處理和運輸的強制性指南，以及簡化歐盟內部廢物運輸程序，使跨區域回收中心成為可能。后者被認為是實現高價值BESS回收必要規模經濟的前提。額外的財政激勵對于支持回收企業投資從黑粉中回收關鍵原材料很重要。隨著時間的推移，政策還應限制廢電池出口，以確保有價值的材料留在歐盟內。創建整合的單一廢物市場，以數字電池護照為支撐，將增強可追溯性并進一步釋放規模經濟。

3.3 減少生命周期碳足跡

歐盟委員會應迅速實施《電池法規》第7條規定的碳足跡披露義務。這些規則必須允許公司使用供應商特定的電力數據，如通過原產地保證和購電協議，以激勵可再生能源采購并減少排放。確保在成員國之間一致實施單一、協調的方法對于避免重復認證要求和不必要的行政成本至關重要。強有力的核查流程，以嚴格的公告機構標準為支撐，將有助于保持可信度并確保整個歐盟數據的可比性。總體而言，這些措施將加強可持續性、提高透明度，并為公司提供規劃和創新所需的清晰度。

第一章：2025年歐盟27國電池儲能市場

2025年歐盟電池儲能市場急劇加速，達到創紀錄的27.1 GWh新安裝量。盡管電池價格下降且部分市場電價框架改善，住宅儲能持續收縮。大型儲能在克服之前的監管和電網障礙后成為主導細分領域。工商業安裝有所增長，但仍受分散的支持計劃和狹窄商業案例的限制。歐盟累計電池容量接近80 GWh。

德國和意大利仍是兩大市場，而保加利亞升至第三位，反映了大型儲能部署日益重要。前五大市場占歐盟安裝的近三分之二，凸顯了持續的地理集中度。盡管英國不在歐盟內，但得益于支持性政策、多元化收入流和監管改革，2025年強勁反彈。

1.1 2025年歐盟年度BESS裝機容量

2025年歐盟電池儲能市場加速增長45%，達到27.1 GWh，由大型儲能擴張驅動

2025年，電池儲能部署達到創紀錄的27.1 GWh新高，較2024年增長45%（見圖4）。這標志著在2024年因市場和政策動態根本性轉變導致增長放緩至23%后的顯著加速。正如我們在上一版中預期的那樣，2025年持續存在若干挑戰，實現了更高的年增長率但仍低于2023年73%的水平，同時市場構成完全不同。這些快速變化表明政策和市場條件如何迅速影響電池安裝水平。

圖4

2025年歐盟電池儲能部署重獲強勁增長動力

2016-2025年歐盟年度BESS裝機容量

2025年，大型儲能電池堅定成為增長催化劑，安裝15 GWh，占年度總裝機容量的55%。繼2024年突破性的一年（安裝6.5 GWh）之后，部署急劇上升，同比增長一倍以上。2025年也是混合太陽能和儲能項目開始大規模投運的一年。約15%的新增電網BESS安裝與太陽能光伏配對，而2024年該比例不到10%。

直到2024年，公用事業電池細分領域的份額還很小，因為大型項目仍面臨眾多監管障礙、電網連接延遲、不穩定的收入流、技能短缺和高額前期投資要求。意大利是唯一擁有大量可靠項目管道的國家，得益于容量市場和快速備用工具拍賣。總體而言，盡管投資意愿顯著，但歐盟成員國的框架條件尚未準備好容納電網級儲能電 池的快速增長。

圖5

大型儲能在2025年確立歐盟市場主導地位，而分布式儲能再次下滑

2020-2025年歐盟年度電池儲能系統（BESS）細分市場構成

去年，意大利再次成為歐盟最大的公用事業市場，因為之前拍賣的項目繼續并網。然而，由于簽約管道清理完畢且投資者等待MACSE計劃第一輪啟動，部署量與2024年持平。其他幾個歐洲市場在大型儲能電池領域嶄露頭角。德國的現貨市場 soaring，大量項目上線，而電網連接隊列進一步延長。

西班牙和保加利亞通過使用歐盟資金的資本支出支持計劃達到GWh規模，羅馬尼亞等國也憑借公共支持取得重大進展。荷蘭和法國的新安裝量仍低于1 GWh，但顯示出快速增長的非常有希望的跡象。芬蘭和瑞典聯合部署超過1 GWh。希臘安裝了來自過去拍賣的 幾個項目，總計近900 MWh，但這些資產仍在等待電網連接許可。

工商業(C&I)安裝在2025年增長31%，達到2.3 GWh，但仍遠低于其全部潛力。該細分領域在過去幾年持續增長，但直到2022年才超過GWh規模。2025年德國仍是最大市場，接近500 MWh，其次是荷蘭和意大利，均低于300 MWh，而其余歐洲國家保持在200 MWh以下。

盡管前景廣闊，工商業BESS用例仍然相當有限，主要集中于提高光伏自發自用和避免峰值需求費用，以及特定應用，如電氣化工業流程或電動車隊、解決電網連接容量限制或農業應用。由于安裝因經濟活動類型而異，進展仍然緩慢，最終投資決策往往需要漫長談判。匈牙利或希臘等國為企業引入了資助計劃，但總體而言，支持框架往往不足且分散在各地區。在大多數歐盟成員國提供靈活性服務尚不可行，使瑞典成為少數允許工商業電池大規模提供頻率調節服務的歐洲例外。

工商業細分市場在2025年幾乎保持了其市場份額，占總部署的8%——仍遠低于大型儲能和住宅細分領域。市場發展速度不足以滿足脫碳的迫切需求、降低持續的高電價以及保護歐洲企業免受未來電價飆升的影響。

最后，住宅光伏和BESS安裝再次受到2024年動態的影響：相對于能源危機高峰期電價下降；以及若干市場的支持計劃被縮減或完全取消。2024年，住宅市場萎縮11%，但當時家用電池仍是最大 細分領域，占56%。2025年，這些因素持續存在——除了羅馬尼亞或匈牙利等引入新支持計劃的國家，歐盟住宅BESS市場再次下降6%，至9.8 GWh。然而，盡管政府財政支持減少，其他投資住宅電池的激勵措施有所改善，在一定程度上減緩了新增裝機容量的下降。特別是，由于亞洲供應商的激烈競爭，家用電池產品價格顯著下降，光伏上網電價進一步下降，觸發了奧地利或德國等國太陽能住宅改造率的增加。政策框架也證明是支持性的，在荷蘭或市場領導者德國等國家加速采用獎勵靈活性的動態框架后。

2025年標志著安裝量連續第二年下降，標志著持續擴張周期的結束，2021年底至2025年間的復合年增長率(CAGR)近70%。自2021年能源危機開始以來，近450萬歐盟家庭采用了家用電池。這使歐盟的住宅儲能裝機成為全球最大，并為增加分布式電網靈活性提供了巨大潛力。

1.2 2025年歐盟累計BESS裝機容量

歐盟電池儲能裝機現在是四年前的10倍；住宅細分領域保持近60%的容量

歐盟的電池儲能裝機在2025年底接近80 GWh（見圖6）。運營容量繼續以極快的速度增長，并在近年來進一步加速。在短短四年內，歐洲的運營電池容量增長了十倍，從2021年底的7.8 GWh，在過去十年中增長約150倍，從2016年的約0.5 GWh。這反映了家用電池的首次大規模采用浪潮，以及大型儲能電池作為主要貢獻者的 崛起。

圖6

歐盟已安裝電池儲能容量接近80 GWh里程碑

2016-2025年歐盟累計BESS裝機容量

盡管過去兩年投運了大量大型項目，但到2025年底住宅電池容量仍占總裝機的56%（見圖7）。預計這將在2026年改變。在過去兩年中，大型儲能細分領域從23%躍升至2025年底的35%，預計將在2026年成為主要容量提供者。工商業細分領域保持在總裝機容量的9%至11%范圍內，這一份額自2021年以來一直保持。

圖7

盡管安裝量連續兩年下降，住宅細分領域在2025年保持其裝機主導地位

2021-2025年歐盟累計BESS細分市場份額

1.3 2025年歐盟前五大BESS市場

年度部署集中度下降，但意大利和德國仍運行60%的電池容量

2025年，德國和意大利保持其作為領先BESS市場的前列地位，保加利亞強勢崛起，成為歐盟第三大市場（見圖8）。西班牙和荷蘭完成前五名排名，奧地利和瑞典跌出。

這一最大市場的新地理分布標志著重要變化：沒有足夠大型儲能市場的國家不再能進入前五名排名。早些年，當住宅安裝驅動大部分新增容量且大型儲能電池有限時，前五名由領先的住宅太陽能市場組成。如今，隨著住宅安裝下降和工商業細分小幅增長，國家 必須部署大量大型儲能電池才能進入頂級行列。

此外，2025年標志著容量部署新時代的開始，顯示出更強多元化，新興市場涌現。2024年只有四個歐盟市場達到GWh規模，但2025年有10個成員國超過GWh門檻。

圖8

德國和意大利保持歐盟電池儲能領先地位，保加利亞登上領獎臺，西班牙和荷蘭完成前五名

2025年 vs 2024年歐盟年度BESS前五大市場

德國去年注冊了6.6 GWh的新部署記錄，現已連續三年每年部署6 GWh或更多。擴張速度近年來放緩，2025年和2024年分別為8%和3%，由于住宅安裝下降和工商業增長活動較小。好消息是，德國 承諾 的大型儲能電池現貨市場終于交付了大量電池容量。

在2024年幾乎超越德國后，意大利在2025年經歷了首次市場 收縮，并網容量減少18%，年度安裝量降至5 GWh以下。盡管大型儲能細分領域表現強勁，2024年和2025年都交付了約3.5 GWh，但由于住宅電池市場下滑（同比下降40%），總安裝量下降。工商業市場保持在200 MWh以下，在2023年達到450 MWh峰值后。

保加利亞成為2025年第三大市場，并網2.5 GWh，是歐盟增長率最大的國家（同比增長1,152%）。歐盟資金輪次催化了大型儲能電池部署的巨大資本動員，導致2025年的首次突破性一年。分布式細分領域由于高度監管的電力市場而基本未開發。

荷蘭在2025年將年度市場增加一倍以上，上線1.7 GWh電池儲能容量。荷蘭市場在過去兩年經歷了重大變化，現在顯示出非常多元化的部署細分。盡管2025年屋頂太陽能市場收縮，表后儲能細分領域在2025年增加了近1 GWh。即將在2027年逐步淘汰的凈計量計劃加速了向靈活電價和儲能的轉變。大型電池連接了700 MWh以應對日益增長的擁堵和電價波動，而企業用戶（如超市、物流公司）對儲能表現出強烈興趣。

西班牙成為2025年第五大市場，年增長率近70%，安裝1.4 GWh。盡管住宅市場在Next Generation EU資金到期后萎縮60%，但工商業和大型儲能市場迅速擴張。大型工業和大型儲能項目在2025年并網，主要由于改善的許可程序和使用歐盟計劃支持BESS資本投資。

總體而言，前五大市場在2025年交付了總部署的近三分之二 （見圖9），再次說明了歐盟電池安裝的高地理集中度。然而，相對于2024年，前五名的份額下降，當時五大市場建造了近80%的BESS容量。

圖9

五個領先的歐盟市場交付2025年近三分之二的新增裝機容量，地理部署集中度持續

2025年歐盟前五大BESS市場份額 vs 歐盟其他國家

領先的大型儲能電池市場——德國、意大利和保加利亞——交付了該細分領域總建設量的一半，而德國和意大利單獨安裝了歐盟所有住宅系統的60%。這種部署集中度在工商業細分領域也非常明顯，因為領先市場——德國、意大利、荷蘭和西班牙——安裝了歐洲所有工商業容量的40%。

查看歐盟累計電池裝機容量，前五大電池市場的份額甚至比年 度安裝更大，占總容量的近70%（見圖10）。排名保持不變，德國以33%的總容量領先，其次是意大利24%，保加利亞、荷蘭和西班牙各4%。兩國合計占當前歐盟運營電池裝機的近60%。

圖10

德國和意大利單獨運營歐盟近60%的已安裝電池儲能容量

2025年歐盟前五大累計BESS市場份額 vs 歐盟其他國家

專欄 1：英國BESS發展

英國仍然是歐洲最活躍的BESS市場之一，得到強有力的政策和市場勢頭支持。繼2024年暫時放緩（年安裝量下降23%至2.9 GWh）后，2025年電池建設達到5 GWh的新紀錄（見圖11）。該國是2025年歐洲第三大市場，運營著歐洲大陸最大的大型儲能電池裝機。

圖11

2024年暫時下滑后，2025年英國電池部署反彈

2016-2025年英國年度和累計BESS裝機容量

英國在歐洲儲能生態系統中持續保持重要地位的核心驅動力是其雄心勃勃的政府支持，對可再生能源和電池部署有明確的國家目標。到2030年，該國目標是45-47 GW太陽能光伏和23-27 GW電池儲能容量。英國還受益于歐洲最多元化的收入疊加，BESS能夠進入批發市場、多種輔助服務以及日益有利的容量市場條件。這種廣泛的收入機會歷史上吸引了投資者，并將英國定位為靈活儲能貨幣化的全球基準。

監管改革進一步鞏固了市場基礎。最近的電網連接改革旨在優先考慮符合國家氣候和能源目標的項目，同時獎勵項目準備度，這 是大型開發商的主要障礙。這一舉措有效地從電網連接隊列中移除了150 GW的電池項目。在分布式層面，小規模BESS的增值稅豁免、簡化許可以及針對低收入家庭的財政支持計劃正在擴大住宅和工商業儲能。

然而，若干不利因素正在塑造前景。最顯著的是2023年和2024年大部分時間觀察到的電池收入下降，這降低了投資者信心。這一下滑主要是由2021-2022年異常高水平后頻率響應市場飽和造成的。然而，隨著快速備用服務流的引入，強勁的復蘇在2024年底開始，推動2025年1月的收入達到近四倍于2024年1月的水平（107,000歐元/MW vs 31,000歐元/MW）。盡管復蘇，由于市場波動和更高的現貨敞口，貸款人現在變得更加謹慎。

此外，規劃許可程序在英格蘭、威爾士、蘇格蘭和北愛爾蘭之間仍然不一致，造成延誤，不成比例地影響結合儲能與太陽能或風能的混合項目。缺乏統一的消防安全法規也削弱擴張和公眾信任。政策信號也變得更加模糊：能源監管機構最近批準的五年支出計劃優先考慮天然氣網絡升級投資而非電網擴張。這與英國的電氣化和靈活性目標嚴重不一致，可能減緩BESS部署的步伐。

盡管面臨這些挑戰，英國仍保持強大的結構性優勢：穩健的政策基礎、成熟的收入疊加和持續的投資吸引力。這表明，盡管2024-2025年可能代表重新校準期，但儲能增長的長期基本面保持完好。

第二章：國家亮點

德國BESS市場顯示出溫和增長，由強勁的可再生能源、有利的電價動態和支持性監管驅動，但進展受到嚴重電網連接延遲和不一致許可的制約。意大利由于監管不確定性和疲弱的現貨經濟性面臨急劇市場收縮，盡管強勁的可再生能源雄心和MACSE拍賣的興趣繼續吸引競爭。新興市場如保加利亞由于可再生能源擴張、支持性政策和煤炭下降正經歷爆發式增長，盡管投資因不明確的市場規則而放緩。

荷蘭在可再生能源快速增長和高電價波動下顯示出強勁勢頭，但電網電價結構和許可延遲仍是關鍵瓶頸。西班牙市場由于國家目標、融資計劃和改善的監管框架而加速，但進展受到家用支持薄弱、融資挑戰和行政延遲的阻礙。

1. 德國

2024年市場規模：6.1 GWh

2025年預計市場規模：6.6 GWh（較2024年+8%）

主要驅動因素：

· 強勁的可再生能源發電和雄心勃勃的目標，推動大量靈活性和電網平衡需求。

· 頻繁的負電價和日內價差使電池在能源套利和輔助服務方面獲利豐厚。

· 《能源產業法》的積極監管進展，承認儲能為核心能源基礎設施，并確認混合儲能即使從電網充電也能受益于現有電網費用豁免。

· 盡管安裝量下降，小型電池越來越受益于支持性采用框架，包括增值稅豁免和動態電價的推出。

主要障礙：

· 由于可再生能源承諾動搖、增加天然氣產能的計劃以及最近加快電池許可決定的逆轉，政策支持的不確定性增加。

· 嚴重的電網連接積壓（所有電網區域超過700 GW）造成多年延遲，并揭示隊列的投機性和重復性。

· 聯邦地區之間高度分散和不一致的許可規則，地方行政負擔過重。

· 當電網連接需要新電力線路或加強現有線路時，電網電池不再豁免一次性電網建設稅。

2. 意大利

2024年市場規模：6.0 GWh

2025年預計市場規模：4.9 GWh（較2024年-18%）

主要驅動因素：

· 可再生能源快速增長，儲能雄心勃勃的目標是到2030年達到 50 GWh容量，許可、電網規范和調度規則顯著改善。

· 對MACSE首次拍賣的高度興趣，超額認購四倍，推動競標者之間的激烈競爭，導致更長儲能時長和系統低成本。

· 年度容量市場拍賣輪次，吸引偏好現貨商業案例而非長期固定收入的投資者。

· 住宅和工商業細分領域中自發自用和削峰的強勁用例。

主要障礙：

· MACSE定價結構和收入潛力的不確定性、收入流獲取有限以及雙重收費和電網費用的持續存在。

· 盡管最近電力市場監管改革，批發電價價差不足以支持現貨商業案例，因為意大利的平衡和輔助服務機制正變得飽和。

· 現有計劃如Transition 5.0、國家復蘇和韌性計劃(NRRP)支持計劃和 Ecobonus 仍然復雜和/或資金不足，而高借貸成本限制了小規模系統的投資。

3. 保加利亞

2024年市場規模：0.2 GWh

2025年預計市場規模：2.5 GWh（較2024年+1152%）

主要驅動因素：

· 可再生能源快速擴張，特別是太陽能光伏，創造對靈活性和 儲能的強勁需求。

· 近年來煤炭發電下降，增加對頻率調節、電壓控制和合成慣性的需求。

· 對儲能部署的強有力政策支持，來自復蘇和韌性基金的BESS項目大量贈款。

· 對儲能的支持性政策框架（無雙重收費或過高電網費用）和相對快速的許可。

主要障礙：

· 盡管最近改革，缺乏明確的二級立法和收入疊加市場規則減緩投資。

· 嚴重依賴短期的歐盟計劃可能造成繁榮-蕭條周期，沒有確保持續投資的長期機制。

· 受監管的零售電價繼續阻礙分布式太陽能加儲能的采用，市場自由化多次推遲。

4. 荷蘭

2024年市場規模：0.7 GWh

2025年預計市場規模：1.7 GWh（較2024年+149%）

主要驅動因素：

· 非常快速的可再生能源增長推動短期靈活性需求，目前由昂 貴的燃氣電廠滿足。

· 荷蘭輸電系統運營商預測需要至少5 GW獨立電池和1 GW共址容量。

· 高電價波動創造有吸引力的套利機會，可與來自各種市場和服務的多種收入流結合。

· 引入替代運輸權和時間依賴電價，為電池資產提供折扣。

· 凈計量接近結束和動態電價的推出使電池對新安裝和現有光伏安裝更具吸引力；增值稅豁免降低前期成本。

主要障礙：

· 復雜的政治格局削弱政策確定性和投資信心。

· 缺乏容量市場，降低BESS所有者的財務安全并增加停電風險。

· 替代電價選項未能解決高額電網費用的結構性問題，使電池暴露于高額可變運輸費用。

· 漫長且分散的許可程序和日益增長的電網連接隊列，減緩BESS部署。

5. 西班牙

2024年市場規模：0.3 GWh

2025年預計市場規模：1.4 GWh（較2024年+399%）

主要驅動因素：

· 就可再生能源增長、有限的互聯容量和最近的停電所驅動的緊急靈活性和穩定性需求達成共識。

· 可再生能源和儲能的雄心勃勃的國家目標，BESS預計將交付大部分新增容量。

· 多種融資計劃支持大型儲能電池項目，降低前期成本并推動投資。

· 投資者信心增強和現貨風險降低，得益于混合項目許可的顯著改善、關于容量市場的討論以及即將推出的電壓控制市場。

主要障礙：

· 家用細分領域因缺乏支持計劃和高融資成本而受到嚴重影響；工業部門增長仍然有限。

· 嚴重依賴批發套利和輔助服務，沒有公共支持使儲能融資困難。

· 許多項目因行政瓶頸、漫長的硬件交付周期和某些地區的地方反對而面臨錯過計劃截止日期的風險。

· 靈活性要求仍主要通過與傳統發電商的雙邊協議滿足。

第三章：新興的歐盟系統集成挑戰及BESS的作用

歐洲太陽能光伏繁榮在2024-2025年停滯，因為屋頂安裝下降，大型項目掩蓋了更深層的結構性問題，靈活性挑戰成為關鍵瓶頸。歐洲的可再生能源擴張顯著削減了化石燃料進口和排放，但電網和靈活性投資不足威脅進展。2025年負電價創下歷史新高，削弱了德國和西班牙等關鍵市場太陽能項目的收入。日益增長的棄電和電網限制，在2025年停電后的西班牙最為明顯，迫使更多地依賴天然氣提供穩定服務，盡管可再生能源滲透率創下紀錄。到2030年，每日和季節性靈活性需求預計將激增五倍，電池被定位為吸收過剩太陽能和穩定系統的最有效工具。如果不快速部署清潔靈活性解決方案，歐盟可能錯過其2030年太陽能目標，削弱競爭力和能源安全。

3.1 歐洲光伏市場擴張

年安裝量自2010年代中期以來首次下降，由屋頂安裝進一步下降驅動，部分被大型發展緩沖 。

歐盟太陽能光伏部門繼續擴大其作為歐洲大陸清潔能源轉型支柱的作用。年安裝在2021年激增38%，2022年48%，2023年51%，由能源價格危機和強有力政策支持驅動。這一快速加速在2024年戛然而止，當時增長放緩至僅2.8%，安裝量達到65.6 GW。2025年，市場略微收縮至65.1 GW（-0.7%），標志著十年來首次年度下降，確認歐盟太陽能繁榮已進入新階段（見圖13）。

圖13

十年來歐盟太陽能市場首次下降

2016-2025年歐盟年度太陽能光伏裝機容量

這一放緩與若干因素相關：隨著能源價格下降，安裝太陽能的緊迫性減弱，關鍵市場通常由復蘇和恢復基金資助的國家支持計劃也縮減。連同更弱的太陽能經濟性、缺乏電網接入、缺失的靈活性和新的政策不確定性也起到了作用。

不斷變化的環境在屋頂太陽能細分領域感受最為明顯。住宅光伏成為2025年市場的主要拖累，與2023年僅六個市場相比，19個市場的家庭安裝下降。結果，住宅細分在年度安裝中的份額降至僅14%，為兩年前水平的一半。工商業細分領域顯示出更大的韌性，但也降溫，其份額滑向32%，因為下降需求蔓延到越來越多的國家， 增長日益集中在有限數量的更強市場。

相比之下，大型太陽能在2025年發揮了穩定作用，部分抵消了屋頂下降。大型項目首次占歐盟所有新安裝太陽能容量的一半以上，使大型儲能成為年度增量的主導驅動力。這種韌性主要是延遲項目實現的結果：在2022-2024年強勁期間通過拍賣授予和通過PPA簽約的容量繼續上線，盡管投資環境更具挑戰性。今天，主要是電網限制、低電價和政策不確定性嚴重拖累新項目的經濟性。

最新《歐盟太陽能市場展望2025-2030》的預測顯示，預計下滑將在2026年和2027年持續，然后年度裝機容量恢復增長。這應該為決策者敲響警鐘：除非及時解決根本原因——例如實施靈活性措施以顯著增加儲能新增量——否則歐盟的2030年太陽能目標很可能無法實現，危及整個聯盟的脫碳努力、競爭力和能源安全。

3.2 歐盟可再生能源發電：對競爭力、安全性和氣候的影響

2025年歐盟可再生能源供電超過化石燃料，節省了數十億昂貴的化石進口，降低排放并增強能源安全

太陽能和風能首次共同為歐盟提供了比化石燃料更多的電力（見圖14）。化石燃料現在已被推低至29%的發電份額，而可再生能源上升至超過30%。

圖14

可再生能源超越化石燃料成為歐盟主要電力來源

2020-2025年歐盟27國按來源劃分的電力發電份額

可再生能源在我們電力結構中的巨大崛起使歐盟能夠自2015年以來將排放強度（每千瓦時產生的CO2排放量）削減超過40%，絕對值較2005年下降近50%。

除了減少排放，風能和太陽能的增長還帶來重大經濟和安全利益。2019年至2024年間，歐盟風能和太陽能發電的激增避免了590億歐元的化石燃料進口。沒有這些新增量，歐盟將額外進口920億立方米天然氣和5500萬噸煤炭，顯著增加成本和排放。

僅在2021年至2023年能源危機期間，新安裝的太陽能光伏和風能容量通過減少對昂貴化石發電的依賴和降低批發電價，為歐盟 電力消費者節省了估計1000億歐元。沒有這些可再生能源，2022年電價將高出8%，2023年高出15%。這些節省不僅是經濟上的；它們還加強了歐盟能源安全，提高韌性并減少對日益增長的地緣政治風險的敞口。根據國際能源署(IEA)，一批太陽能光伏模塊的單次運輸可提供的電力相當于50多艘液化天然氣運輸船或100多艘大型船舶的煤炭。此外，由于電池價格急劇下降，可調度的太陽能在經濟上已變得可行。儲存約50%的白天太陽能足以在65歐元/千瓦時的成本下維持夜間供應。

隨著可變電力供應份額的增加，對更強大和靈活系統的需求變得關鍵。盡管有明顯的好處，但對可再生能源和電網的投資仍然相對較低：歐盟在2025年投資了約2000億歐元，而中國動員了4350億歐元。

3.3 新興的系統集成挑戰

隨著更多太陽能在沒有足夠靈活性解決方案的情況下部署，系統集成指標惡化，使太陽能經濟性面臨風險 。

若干成員國已經實現了顯著的太陽能光伏發電水平，但也面臨將清潔能源整合到電網的日益增長的挑戰。這些挑戰大致可分為：技術問題，如電網整合和日益增長的棄電；以及財務挑戰，如市場結構、投資吸引力和對可再生能源生產者的報酬。

太陽能財務挑戰的一個關鍵標志是超低和負電價小時數的增加。白天陽光充足時太陽能發電充裕，加上電力需求低，將每小時 電價推至零甚至以下。這一趨勢，盡管為使用廉價清潔電力電氣化提供了巨大機會，但削弱了太陽能光伏項目的可融資性。

雖然直到2022年，歐洲每年負電價的平均時間保持在0.5%以下——每年大約整整兩天——但該份額在2023年躍升至近2%，2024年達3%。去年，負電價在歐洲攀升至3.4%的時間發生率新高（圖15）。這相當于約310小時的負電價——幾乎連續兩周。

圖15

2025年歐洲負電價創歷史新高，在領先太陽能市場發生率最高

2019-2025年歐洲負電價小時發生率

荷蘭、西班牙和德國在2025年見證了負電價小時數的最大發生，超過540小時（超過22天）。這三個國家都是領先的太陽能市場，太陽能占消耗電力的15%以上。在西班牙，歐洲三大太陽能發 電國之一，2025年22%的電力來自太陽能光伏。

頻繁的負電價推動了太陽能電力市場價值的下降，通過月太陽能捕獲率衡量（表明太陽能電價與該月平均批發電價的比較）。在高太陽能產出期間，通常是春季和夏季，電價顯著下降，降低了太陽能發電的價值。雖然這通過更低成本使消費者受益，但削弱了獨立太陽能項目的財務案例。

在歐盟兩大太陽能市場德國和西班牙，2020年至2025年的數據揭示了太陽能滲透率上升與捕獲率下降之間的明確聯系，通常稱為同類相食效應（圖16）。根據Rystad Energy，2025年1月至9月期間，平均光伏捕獲率在德國降至58%，在西班牙降至52%，前一年分別為67%和63%。最急劇的下降發生在4月和5月，最清楚地說明了這一動態。在德國，捕獲率從3月的50%以上下滑至5月的不到33%，而西班牙的下降更為顯著——從3月的49%降至5月的僅18%。

圖16

盡管夏季需求增加，德國和西班牙的太陽能電力價值創出新低

2021-2025年德國和西班牙月太陽能捕獲率

值得注意的是，7月有一個峰值，當時熱浪增加了整個歐洲陽光時段的空調需求。結合較低的風能和核能生產，太陽能的經濟價值在此期間顯著上升。盡管有這一事件，總體趨勢是日益增長的靈活性需要抵消同類相食效應。

避免太陽能生產 “ 自食其尾 ” 超越了太陽能的經濟價值。在陽光充足的時段，太陽能發電可能因財務原因（當價格過低時）和技術原因（當電網無法吸收額外流入時）而停止（棄電）。棄電嚴重削弱了太陽能項目的可融資性。

西班牙電網傳統上被譽為全球最可靠的電網之一，結合現代基礎設施和復雜的系統運營，擁有近70%的可再生能源發電。由于比大多數國家更低的棄電率，西班牙電網有效地整合了可再生能源，使電力比大多數歐洲國家便宜得多。自2019年以來，西班牙的可再生能源將化石燃料對電價的影響降低了75%，因為與天然氣相關的小時數下降速度快于德國或意大利等其他依賴天然氣的國家。2025年，西班牙的批發電價比歐洲平均水平低40%。

盡管有這些非常積極的發展，2025年4月28日，一場大規模停電中斷了西班牙和葡萄牙的整個同步電網系統，影響了伊比利亞半島數千萬人。這一前所未有的事件再次證明了強大系統韌性措施的重要性。

自停電以來，西班牙電網運營商一直依賴燃氣發電來滿足需求，特別是電網穩定服務，如電壓控制（見圖17）。鑒于電網開發 和清潔靈活性解決方案的投資未能跟上可再生能源增長，西班牙電網運營商繼續調用更多聯合循環燃氣輪機(CCGT)提供電網穩定服務。這些服務通過雙邊協議而非開放、透明的市場機制簽約。

圖17

天然氣繼續為西班牙提供大部分電網平衡服務，特別是停電后，而棄電幾乎翻倍

2023-2025年西班牙電網平衡和棄電操作的年容量

此外，2025年可再生能源棄電幾乎翻倍至超過5 TWh，進一步增加系統管理成本。當太陽能和風能因解決電壓控制問題或物理電網限制而棄電時，燃氣電廠介入。這不僅導致浪費廉價、清潔的電力，還導致更高的CO2排放和系統成本。

化石機組（天然氣和煤炭）用于電網服務的使用從2021年的 14 TWh攀升至2025年的超過26 TWh。然而，西班牙的燃氣電廠用于電網平衡的程度遠高于整體發電。2025年，天然氣和煤炭占西班牙電力生產的不到20%，但提供了超過80%的平衡需求。

更清潔、更便宜、部署更快的技術如電池儲能可以加強歐洲電力系統并緩解可再生能源整合。擴大這些解決方案可以減少昂貴天然氣對電網服務成本的影響，正如風能和太陽能增長減少了天然氣對批發電價的壓力。然而，西班牙和歐洲在這些投資方面的進展仍然明顯緩慢。

3.4 利用電池提供靈活性和充足性

電池是能源轉型至靈活和電氣化能源系統的終極捷徑

能源系統的靈活性需求使用剩余負荷曲線估計，其定義為需要由可調度技術滿足的需求。它是通過從需求曲線中減去必須運行資產（確保電網可靠運行所需的機組）和可變可再生能源發電得出的。當遠離化石燃料的能源系統面臨日益增長的電網擁堵、更多低或負電價小時、太陽能光伏捕獲率降低和日益增長的棄電時，這意味著靈活性需求正在升級。

根據 SolarPower Europe靈活性研究中最雄心勃勃的情景，到2030年，歐盟電力靈活性需求將增長五倍，從2021年的每年325 TWh增至每年超過1,600 TWh（見圖18）。到2030年，歐盟40%的電力需求將必須是靈活的。

圖18

到2030年歐盟電力靈活性需求需增長五倍

相對于2021年的2030年歐盟靈活性需求

值得注意的是，一半的靈活性需求將每日產生（每年810 TWh），為電池儲能在將白天過剩發電轉移至晚間需求高峰方面發揮關鍵作用提供機會。

根據《太陽能2040使命》，在一個完全靈活和電氣化的能源系統中，電池和需求響應成為關鍵推動因素，能夠到2030年滿足歐盟三分之二以上的每日靈活性需求。額外的清潔靈活性解決方案可提供超過30%，將核能和天然氣取代至僅提供10%。

電池是鞏固可再生能源的最有效工具。將可再生能源與電池耦合將可變發電轉變為穩定、可調度供應。這也使可再生能源生產者 能夠平滑短期波動并避免懲罰。電池也是"時間和空間機器"，在最需要時轉移可再生能源電力。它們在可再生能源過剩期間儲存電力，在需求高峰時放電，同時減少棄電并緩解電網擁堵。最近從每小時現貨市場轉向15分鐘間隔，現在為電池運營商提供更頻繁的套利機會。通過管理可再生負荷，電池有助于緩解電網壓力并推遲不必要的網絡擴張。

如果通過市場機制充分采購，電池還可以提供廣泛的基本電網服務以維持穩定性并提供緊急支持。這些包括頻率調節、電壓控制，甚至在大停電后為電網部分重啟提供電力。所有這些基本能力必須通過輔助和容量市場拍賣獲得公平報酬。然而，盡管有所進展，歐洲大多數電網服務仍未得到獎勵。

第四章：歐盟電池制造業現狀

雖然歐洲作為整體已成長為僅次于中國的世界第二大電池電芯生產國，2025年產能達250 GWh，但高生產成本、供應鏈依賴和延遲的投資繼續制約其競爭力。不斷變化的市場動態，如固定式儲能需求上升和LFP化學體系的日益采用，正在重塑行業方向。本章提供歐洲電池產業現狀的概覽，從電芯組件和電芯制造到電池包和模組組裝，涵蓋電動汽車和BESS細分領域。

4.1 歐洲電池產業概覽

2024年，全球鋰離子(li-ion)電池電芯產能達到約1.6 TWh/ 年。雖然中國以77%的全球產量主導電池電芯制造，但歐洲排名第二，2024年擁有全球產能的9%，即145 GWh/年。這比2023年增加了22%，當時電池產業為歐盟經濟貢獻了估計9萬個直接就業崗位。盡管國內生產多年來顯著增長，但歐盟仍進口約50%的需求，2024年凈進口平衡為170億歐元。盡管2025年遇到一些挫折，歐洲的鋰離子電池產能繼續擴大以滿足上升需求：

SolarPower Europe的最新分析估計，到2025年底歐洲擁有約250 GWh/年的鋰離子電芯標稱產能。

歐盟已宣布并啟動政策支持其仍處萌芽狀態的電池產業。2024年12月，歐盟委員會通過創新基金撥款10億歐元贈款支持電動汽車電池電芯制造項目，同時與歐洲投資銀行合作確保充分利用 InvestEU 貸款擔保的2億歐元追加資金。最近，2025年12月，作為電池助推器戰略的一部分，委員會宣布從創新基金動員15億歐元免息貸款，支持歐洲電池電芯生產商在擴產階段。該部門隨后將通過歐盟下一個多年度預算下的歐洲競爭力基金獲得額外支持。雖然這些措施可能有助于加強歐洲產業和提高競爭力，但它們在單獨確保這一新興部門未來方面是否足夠仍有待觀察。相反，它們是基礎性的一步，凸顯供需兩側需要額外行動。

電池產業價值鏈超越電芯生產：它涵蓋上游（原材料開采和加工）、中游（材料轉化和電芯/電池包制造）和下游（部署、使用、再利用、回收和報廢）階段。

雖然歐盟在電池材料開采和提取的上游階段存在欠缺（見內容框3），但歐洲一直在發展中游電池產業，用于電芯組件、電芯和電池模組/電池包，主要用于電動汽車部門。目前，歐洲90%的現有電芯產能，以及全球范圍內，服務于電動汽車市場。盡管如此，固定式電池的需求正獲得牽引力，越來越多的歐洲電池組裝商正向固定式儲能擴張。僅在過去兩年，就有11家產品組合中有BESS的公司在歐盟開設了新的電池組裝線。

專欄 2 ：歐洲電池材料開采和加工的上游

電池制造所需的原材料包括鈷、石墨、鋰、錳和鎳，以及用于負極組件的銅和鋁。電池金屬的開采高度集中在歐盟以外。澳大利亞、智利和中國占全球鋰開采的75%以上，而約65%的世界鈷在剛果民主共和國(DRC)開采。與此同時，鎳生產同樣集中，印度尼西亞供應全球總量的60%以上。然而，最新的主流電池技術LFP，正迅速獲得市場份額，不含鈷/鎳——從而顯著降低依賴（鈉離子電池更是如此）。超過50%的磷酸鹽和石墨供應來自中國，而僅四個國家占錳開采的75%以上。

所有這些礦物被開采后，大多被送往海外提煉成高純度、電池級材料。在提煉階段，中國占主導地位，加工全球一半以上的鋰、鈷、錳和磷酸鹽。對于天然石墨，主要的負極材料，中國控制整個端到端供應鏈。鎳的加工也集中，75%在印度尼西亞和中國處理。

因此，歐盟嚴重依賴國際市場供應電芯生產中使用的電池金 屬。根據歐盟委員會，2023年歐盟進口了近80%的電池初級原材料，以及超過60%的加工材料。對于精煉鋰，所有電池的化學基礎，依賴是全部的。

為加強歐洲原材料價值鏈并使供應來源多樣化，根據《關鍵原材料法案》(CRMA)，歐盟委員會于2025年3月通過了47個戰略項目清單，以提升國內產能。目標是確保歐洲提取、加工和回收戰略原材料到2030年分別滿足歐盟需求的10%、40%和25%。70%的這些項目專注于電池原材料。

4.2 歐洲電池制造細分領域

電池供應鏈的中游階段可分為三個關鍵細分領域：電芯組件生產（圖19）、電芯制造（圖20）和電池模組/電池包組裝（圖21）。

歐洲電芯組件制造

電池包含四個主要組件：正極、負極、電解質和隔膜。在電池中，電解質使鋰離子在負極和正極之間傳輸，而隔膜通過保持負極與正極分離來防止短路。根據 SolarPower Europe的最新分析，歐洲擁有52 GWh當量/年的正極活性材料(CAM)制造產能、3 GWh當量/年的負極活性材料(AAM)產能、345 GWh當量/年的電解質生產和220 GWh當量/年的隔膜生產（圖19）。

圖19

電池電芯組件制造圖，歐盟27國、挪威、瑞士、英國

正極活性材料(CAM)

歐洲CAM總產能為52 GWh當量/年，歐洲最大的兩家CAM工廠由比利時的Umicore在波蘭運營（20 GWh當量/年）和德國的BASF （30 GWh當量/年）。兩者都生產含鎳CAM。在正極中，化學體系決定了電池的性能：鎳錳鈷(NMC)電池在過去十年一直是電動汽車的主流選擇，而磷酸鐵鋰(LFP)電池正成為電動汽車和固定式儲能的首選化學體系，因為成本更低（比NMC低約30%）和熱穩定性更高。

歐盟CAM生產與電芯制造產能之間仍存在顯著差距，使該地區依賴進口。根據公司公告，到2030年歐洲可能建立超過200 GWh的額外CAM產能。然而，具有挑戰性的市場環境正在延遲產能擴張，這嚴重依賴歐洲電芯制造商的需求，以及他們在LFP和鎳基電池之間的戰略定位。

負極活性材料(AAM)

截至2025年底，歐洲AAM總產能仍然有限，約3 GWh當量/年。歐洲只有少數小型生產設施，特別是與中國相比，中國控制全球97%以上的AAM產能。大多數歐洲努力仍處于規劃或早期實施階段，專注于人造石墨和硅基負極。來自中國杉杉與法國Imerys以及印度Epsilon Advanced Materials的已公布項目，包括德國試點工廠的計劃擴大，可能在未來幾年增加產能。

電解質

2025年底，歐洲擁有345 GWh當量/年的電解質產能。眾多生產電解質的公司已經建立，隨著電芯產量的上升發展制造基礎。電解質產能的很大份額歸因于韓國 Enchem ，其在波蘭和匈牙利的兩個工廠合計產能為175 GWh當量/年。所有其他生產商都是中國、韓國 或日本公司，除了德國的E-Lyte，其在德國運營。

隔膜

年產能總計220 GWh當量，鋰離子電池的隔膜由韓國LG化學在波蘭和日本Toray在匈牙利等公司生產。該細分領域所有在歐洲生產的活躍玩家都來自中國、韓國或日本。

歐洲電芯制造

一旦電池電芯組件生產完成，它們被組裝成電池電芯。2025年歐洲擁有252 GWh的年度電池電芯產能（圖20），其中80%服務于電動汽車應用（約19%專用于儲能，伴隨其他電動汽車活動）。就化學體系而言，70%的歐洲電池生產是鎳基(NMC/NCA)。預計隨著電池儲能系統部署加速，以及幾乎所有主要全球汽車制造商計劃將LFP納入其產品組合以降低成本，這一比例將轉向更高的儲能和LFP份額。

歐洲電芯生產的絕大部分由三家韓國公司（LG Solution、三星SDI和SK On）持有，其在波蘭和匈牙利的工廠合計產能為164 GWh/年。寧德時代也于2023年在德國開設了14 GWh的電動汽車電池電芯工廠。與此同時，歐洲企業如ACC（法國）、 Verkor /Renaud（法國）、 PowerCo （德國）正日益對國內電池產能做出貢獻。

圖20

鋰離子電池電芯制造圖，歐盟27國、挪威、瑞士、英國

歐洲電池電芯制造從2017年僅1 GWh增長至今天的超過250 GWh，代表到2025年對電池工廠約330億歐元的投資。盡管如此，許多歐洲電池生產商因對未來盈利能力的不確定性而推遲或取消擴 張計劃。該地區生產成本比中國高約50%；同時，電池供應鏈生態系統仍然相對薄弱。當瑞典 Northvolt ，歐洲本土最大電池生產商投資，于2024年底宣布破產時，它凸顯了與亞洲生產商競爭的挑戰，因為小型制造商仍在努力擴大生產并實現足夠良率。

歐洲電池包和模組組裝

在電池制造的最后階段，電芯被組裝成模組和電池包，用于道路移動性、電池儲能或其他應用（如農業和工業應用的非道路移動性、國防、建筑、海事等）。

圖21

電池包和模組組裝圖，歐盟27國、挪威、瑞士、英國

目前歐洲有81家公司組裝電池，其中大多數（68%）服務于電動汽車部門，為電動汽車或重型移動性（公共汽車、卡車）開發解決方案（見圖21）。雖然大多數電動汽車組裝工廠專注于 solely 移動性，如特斯拉（美國）或寧德時代（中國），但其他公司也跨多個細分領域運營，生產儲能和/或其他部門的解決方案。雖然某些組裝商在歐洲采購其電芯，要么來自自己的國內生產（如寧德時代），要么通過與其他制造商的合作伙伴關系，但大多數仍從亞洲進口電池電芯，僅在歐洲進行最終組裝。

只有16%的歐洲組裝商專門生產BESS，如德國的RCT Power和Sonnen。一些初創公司甚至使用梯次利用電動汽車電池開發BESS產品。在供應商中，一個漸進的轉變是明顯的，原本專注于為移動性 和工業高性能電池系統的供應商，將其產品組合擴展至包括用于可再生能源固定式應用的電池。

德國擁有歐洲最多的電池組裝商，有43家活躍生產商。接下來是波蘭和匈牙利，其余分布在20個國家。從2010年估計的10家活躍公司，電池系統生產在過去16年增長了八倍。

專欄 3：歐洲BESS ESG格局：2025年進展與2026年展望

縱觀歐洲電池儲能部門，2025年帶來了較慢的監管進展但更快的運營準備。2025年8月歐盟電池指令的廢除將監管整合到《歐盟電池法規》下，該法規現在是管理工業電池（包括BESS）的單一框架。該法規確保歐盟市場的所有電池通過分階段要求符合一致的安全和可持續性標準。

生產者責任延伸義務于8月生效，要求BESS生產者通過國家計劃融資和報告收集、處理和回收。但本年最重大的發展發生在7月，當時歐盟委員會將供應鏈盡職調查義務推遲至2027年8月，反映了核查機構的缺席和最終指南的未確定。實施指南現在預計于2026年中期出臺。

圖1 2

歐盟電池法規的時間表與要求

推遲并未減緩行業準備。許多制造商和開發商利用額外時間建立經合組織(OECD)對齊的盡職調查流程，接觸上游供應商并加強風險管理。與此同時，可追溯性工作擴大，公司測試數字電池護照解決方案以獲取采礦、提煉和電芯生產中的來源和加工數據。投資者預期加強了這一勢頭，對更強披露和供應鏈治理的壓力日益增加。推遲為開發商提供了更長的跑道來使ESG系統專業化，而非推遲行動。

注意力現在轉向2026年，關鍵合規截止日期面臨 變得 不確定性。產品碳足跡聲明仍然是最重大的未決問題。聲明計劃于2026年2月18日適用于超過2千瓦時的可充電工業電池。然而，要求只有在委員會通過必要的授權和實施法案后18個月或2026年2月18日 （以較晚者為準）才生效。這些定義計算方法和聲明格式的法案尚未通過，指向可能的延遲。

另外，委員會必須在2026年8月18日前評估回收效率和材料回收目標。該審查將審視 evolving 電池技術、材料可用性（特別是鈷、鋰和鎳）的變化以及技術進步是否證明修訂當前目標是合理的。結果可能實質性重塑生產者責任義務和報廢規劃。

第五章：2026年展望

本章呈現四家領先研究機構的觀點，每個機構通過獨特視角審視歐洲BESS市場——包括市場演變、政策發展和定價趨勢。他們的分析解析塑造2025年的關鍵動態，并為2026年提供前瞻性見解，以最新數據和可視化支持。

5.1 Rystad Energy ： 系統成本下降和演變政策加速歐洲大型儲能擴張

2025年是歐洲大型儲能BESS的創紀錄之年，預計新增近8 GW容量，總運營容量接近20 GW。英國、德國和意大利繼續引領市場，得到成熟監管框架、強勁開發管道和持續投資者興趣的支持。預計2026年將進一步加速，當前管道顯示新增約13 GW——比2025年增加約50%。

與前幾年部署高度集中在少數市場不同，2026年可能在地理上 更加多元化。東歐和南歐的新興市場正在制定支持性政策框架，并日益受益于有吸引力的套利機會，使它們定位于更快的大型儲能部署。

圖22

2022-2026年歐洲大陸大型儲能BESS容量

高批發電價波動、太陽能捕獲率下降以及煤炭發電和核電基荷電網中日益增長的靈活性需求，正強化儲能作為戰略基礎設施資產的作用。同時，持續的系統價格下降——由系統效率提高、競爭加劇和中國供應商在東歐日益存在驅動——正在將交鑰匙系統成本推近200歐元/千瓦時。結果，新項目的平準化儲能成本(LCOS)正在降至60美元/兆瓦時以下。在這些條件下，現貨能源轉移越來越能夠支持獨立投資案例并增強共址太陽能光伏項目的經濟性。

歷史上，歐洲大多數大型儲能BESS項目一直是獨立資產，在現 貨市場上優化收入疊加。雖然共址系統可能隨著太陽能容量增長而變得更加重要，但現貨收入仍是2026年的關鍵驅動力。政策發展將塑造區域部署軌跡：英國正在推進項目改革，意大利通過MACSE拍賣支持，德國《能源產業法》( EnWG )的修訂以及西班牙對共址項目許可的簡化可能解鎖進一步增長。

在新興的東南歐市場——包括保加利亞、羅馬尼亞、希臘和匈牙利——支持性監管和歐盟資金分配以及有利的套利價差預計將推動增加投資。

總體而言，2026年定位為歐洲BESS的另一個關鍵之年，得到下降的系統成本、上升的靈活性需求和日益有利的政策環境的支持。這些基本面預計將維持本十年后半段的強勁市場增長。

5.2 Infolink ： 2026年歐洲BESS市場：供需緊張的啟示

2025年第四季度，中國供應商出口到歐洲的兩小時直流側電池儲能集裝箱離岸價(FOB)范圍為66-83美元/千瓦時。兩小時交流側系統的完稅交貨價(DDP)為94-118美元/千瓦時，均同比下降約10%。

圖23

2025年中國儲能產品出口歐洲的價格及預測

總體而言，歐洲BESS價格從2024年至2025年前三季度呈下降趨勢，主要由三個因素驅動。首先，中國儲能公司加速海外擴張并積極參與歐洲市場招標，加劇競爭并對價格施加下行壓力。其次，上游鋰鹽和正極材料價格下降轉化為相應的成本降低。第三，歐洲BESS價格一直比中國高約30%，為價格修正留出充足空間。部分價格差距通過供應鏈成本壓縮和價格談判縮小。

自2025年下半年以來，電芯供需平衡明顯收緊。隨著多地區需求回升疊加成本反彈，儲能電芯市場從供過于求轉向緊張平衡期。結果，中國領先電芯制造商的利用率在第四季度普遍保持在90%以上，價格在先前觸底水平穩定后顯著反彈。

綜合考慮所有因素， InfoLink 預計2026年歐洲儲能系統整體 價格將遵循 “ 穩定溫和下行 ” 的軌跡。這一展望基于幾個關鍵因素。首先，在中國國內市場，電芯和系統層面的進一步降本空間仍然有限，受行業定價紀律和成本底線管理日益共識的制約。這限制了中國供應商進一步降低對歐洲出口價格的潛力。

此外，新興市場預計在2026-2030年期間貢獻更大份額的增量需求。作為高價高壁壘市場，歐洲將繼續吸引中國供應商，但競爭正日益轉向結構優化和服務溢價，而非簡單的降價。

最后，當前主流的314Ah電芯正面臨更高容量下一代產品的日益壓力。因此制造商對新產能擴張步伐變得更加謹慎，這有助于緩解 renewed 供過于求和激烈價格競爭的風險。

5.3 Wood Mackenzie ： 儲能共址 —— 從利基走向主流

歐洲電池儲能投資正在經歷重大轉變，2025年大型儲能年安裝量同比增長85%。雖然80%的裝機容量仍是獨立系統，但市場動態正驅動向共址項目的快速轉變。

圖24

2013-2025年歐洲按共址和可再生能源配對劃分的公用儲能容量

負電價，曾經罕見，現在在某些地區每年發生約500至700小時。這反映了可再生能源部署的成功和電網靈活性的結構性弱點。問題源于可再生能源支持計劃、不靈活的發電和不足以儲能——加上主要太陽能市場如西班牙高達30%的棄電加劇了問題。

這使得獨立太陽能項目越來越難以融資。承購商要求排除負電價結算的PPA（購電協議）條款，削弱了可融資性。開發商正以創新結構回應，如 “ 視為發電 ” PPA，應用零電價下限同時保留合同確定性。然而，這些談判仍然復雜，推動行業轉向整合電池以緩解波動的混合PPA合同。

電網基礎設施現已被大多數開發商確定為可再生能源和儲能部 署的主要瓶頸，以及新投資的主要障礙。隨著電網建設延遲和2-3倍的更高成本，挑戰正在加劇，意味著當前電網容量不足以滿足近期部署目標。

共址項目通過最大化現有連接和提高利用率而不需要新基礎設施來解決這些電網挑戰，同時電池平衡間歇性可再生能源并吸收過剩供應。

盡管有明顯好處，共址僅占歐洲已安裝儲能的14%，而美國為31%。這一差距反映了底層復雜性：混合項目需要復雜設計，面臨分散的許可程序，并要求許多開發商缺乏的高級交易能力。

未來成功需要三個關鍵轉變：監管適應（簡化的混合許可）、創新商業模式（帶電價下限的混合PPA），以及提供整合交易和投資組合級融資的平臺。像西班牙和德國這樣面臨嚴重棄電和連接挑戰的市場，可能隨著電池成本持續下降和電網限制收緊而引領歐洲轉型。共址正變得在經濟上有吸引力，對解鎖歐洲可再生能源轉型具有戰略必要性。

5.4 EUPD Research ： 工商業儲能成為歐洲表后能源轉型增長最快的力量

工商業儲能正成為歐洲小規模能源轉型增長最快的支柱。與2025年和2026年預計的住宅和工商業太陽能安裝放緩不同，電池采用正在加速。

這些政策轉變現在正在直接鼓勵儲能投資。例如，法國上網電 價( FiT )（Obligation d'Achat ）的削減預計將加強現場電池的商業案例，但影響尚待觀察。在德國，動態定價框架、計劃的電價稅( Stromsteuer )降低以及預期的2026年電網使用費( Netzentgelte )上限或降低，預計將為儲能市場注入新的動力。

2025年，住宅儲能下降3%，而工商業儲能安裝在歐洲增長34%。展望2026年，住宅儲能預計反彈至18%增長，而工商業再次以33%領先。在儲能系統價格急劇下降的驅動下，企業正迅速采用電池來管理價格風險、降低峰值需求并提高抵御電網擾動的韌性。

圖25

2024-2026年歐洲年度已安裝表后BESS容量

EPC（工程、采購和施工）和安裝商反饋證實了這種勢頭。在六個主要歐洲市場調查的133家EPC中，65%目前提供儲能解決方案。約75%的這些EPC預計在未來六個月內有更有利的商業前景。

除儲能系統價格急劇下降外，監管被廣泛報道為關鍵驅動力。52%的EPC引用目標和計劃，48%強調歐洲和國家監管框架。瑞典清楚地說明了這一點，因為允許工商業電池參與平衡市場已將儲能轉變為創收資產。然而障礙仍然存在。60%的EPC報告許可不確定性，50%引用激勵不足。捷克共和國 exemplifies 這一點，高需求受到緩慢許可挑戰的制約。

盡管存在這些障礙，方向是明確的。工商業儲能現在處于歐洲表后能源轉型最強增長軌跡上。隨著市場準入擴大、新收入機會出現以及安裝商和EPC的強烈準備，工商業儲能定位于2026年的另一個強勁增長年。

想參與閉門研討活動

和線上產業微信群

請注明公司、職位

添加微信：shizhicyy

視知產研院聚焦科技和新能源

微信公號已有100萬+高質量粉絲

添加微信：ishizh_business

加好友請注明合作品牌