国海证券报告指出，欧洲储能政策环境持续优化，大储经济性逐步显现。2023年7月欧洲议会正式通过了电力市场设计改革方案，鼓励储能等灵活性资源参与容量市场交易，通过容量市场等方式为其提供合理的投资回报。当前欧洲大储已具备一定经济性，投资者可预期德国和英国BESS从收入流中获得8%-10%的回报。储能系统成本下降进一步打开长期需求空间，大储有望接力欧洲未来储能装机需求。
电改方案落地，容量市场为储能提供合理投资回报
2023年7月欧洲议会正式投票通过了电力市场设计改革方案，改革的重心主要是完善长期电力市场的流动性和可靠性，通过对欧盟相关电力法规等进行修改，鼓励可再生能源发电商签订长期购电合同（PPA）和政府授权的差价合约（CfDs），以减少短期价格波动，同时鼓励电网引入更多非化石燃料灵活性资源（如储能、需求侧响应），并通过容量市场等方式为其提供合理的投资回报。
欧洲大储主要有三大收入来源：辅助服务（频率控制储备FCR、次级aFRR和三级mFRR辅助服务市场）、批发市场套利（在电价低时购电、电价高时售电）、容量市场（电网运营商为确保未来预测期间电力供应安全而采购发电容量的市场）。当前欧洲大储已具备一定经济性，根据PV Europe，投资者可以预期德国和英国的BESS从收入流中获得8%-10%的回报。
多国政策信号明确，大储支持力度持续加码
英国2020年以前电池储能项目容量规模较小，大量项目额定功率被设计为49.9MW。2020年7月，英国内阁通过二级立法取消电池储能项目容量限制，允许在英格兰部署50MW以上以及在威尔士部署350MW以上的储能项目，大幅降低了大容量储能项目开发建设的成本与周期，推动英国大容量储能项目部署的高速增长。
意大利2023年6月监管机构批准了电网规模储能的新拍卖规则，允许Terna（输电系统运营商）进行大规模的电池储能系统拍卖。西班牙计划为独立储能项目提供1.6亿欧元资助，旨在为2026年并网的600MW储能项目提供资金，根据申请规模，资助的费用将涵盖项目成本的40%-65%。德国2020年首次启动“创新招标”，电力系统创新招标有望释放可再生能源和共址储能潜力。希腊2023年计划举行三次总计1GW的电池储能招标，资金主要来自欧盟范围内以清洁能源为重点的支持计划，这些项目将于2025年底前并网。
光储平价打开长期需求空间，大储资本成本有望下降25%
根据美国国家可再生能源实验室（NREL）预测，2024-2030年技术进步、供应链成本下降，储能系统成本将迎来较为明显降幅。中性情况下，2024-2030年间大储资本成本有望下降25%，期间年均降幅3.44%；2031-2050年间有望再下降28%，年均降幅0.69%。储能系统成本下降进一步打开欧洲大储长期需求空间，光储平价驱动能源转型。
以欧洲市场大储发展相对成熟的英国为例，由于网络运营商对每项服务的容量要求有限，辅助服务往往会更快地饱和，动态遏制(DC)、动态调节(DM)或动态调节(DR)等频率控制服务的价值在过去两年中有所下降。尽管部分调频辅助服务品种价格呈现下降趋势，随着英国可再生能源的增多，尤其是风电的增多，会带来更多的低价和负价期，未来电价差有望扩大，驱动英国大储的经济性有望进一步提升。
投资建议——关注欧洲大储放量受益标的
光储经济性驱动欧洲能源转型，2025年欧洲大储放量确定性较强。欧洲大储的价格和盈利水平较优，考察海外长期成功运营经验，进入门槛较高。当前欧洲大储订单落地加速，目前已在欧洲有丰富项目运营经验的公司及配套产业链有望受益。
重点推荐阳光电源（签署4.4GWh欧洲最大储能订单）、宁德时代（深度绑定国内头部出海集成商并加速渗透欧洲本土集成商）、亿纬锂能、明阳电气，建议关注西典新能。
欧洲14国储能系统政策概况梳理表| 国家 | 住宅储能激励 | 光伏上网政策 | 电网侧储能双重收费 | 配电网储能双重收费 | 充放电双重征税 |
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