降本+优化！欧洲混合发电厂加速崛起
发布日期：2025/6/6
在同一地点将太阳能、风能发电场与电池储能设施相结合，即所谓的共址建设，具有显著优势和潜力。西班牙萨拉戈萨附近的拉普拉纳混合试点发电厂就是一个很好的例子。然而，尽管有这些好处，欧洲混合发电厂市场仍处于起步阶段，这主要是由于监管障碍。
共址建设的优势
将太阳能、风能发电场与大型电池储能系统共址建设能带来多重好处。对于可再生能源发电厂的运营商而言，这可以使收入来源多样化，防范价格相互竞争的风险，并能够将发电或电力输入转移到夜间，从而降低风险。电池储能的经济效率可以通过共享电网连接点和更快的并网过程节省成本来提高。从电力供应的角度来看，它有助于缓解电网瓶颈，防止发电厂限电，并优化稀缺电网资源的利用。
当前市场状况
目前，混合系统在欧洲的市场份额仍然较小。根据Aurora能源研究公司的数据，2023 年，欧洲各地有近 12 吉瓦装机容量的太阳能和风能发电场投入运营，并与大型电池储能系统集成。其中，光伏加电池储能以 724 兆瓦领先，而陆上风电加电池储能占 475 兆瓦。
欧洲太阳能协会的数据显示，2021 年至 2023 年期间，在德国，80 万千瓦、容量为 110 万千瓦时的大型电池储能系统中，有 11% 与可再生能源发电厂相结合，主要是太阳能发电场。行业协会英国可再生能源协会 2024 年 4 月的一份报告指出，在英国，12% 的风能和太阳能发电场与电池储能或电解槽配对。
需求上升和增长预测
尽管目前市场份额较小，但专家和行业代表已经注意到，对大型电池储能和共址建设项目的需求大幅激增。在德国，项目开发商已提交了总计 161 吉瓦电池储能容量的并网申请，这是目前已安装的 1.6 吉瓦的 100 倍。
欧洲太阳能协会的《2024 - 2028 年欧洲电池储能市场展望》也预测大型电池储能将强劲增长。在中等情景下，到 2028 年，电池储能总装机容量预计将达到 780 万千瓦时，是 2023 年 358 万千瓦时的两倍。在高情景下，甚至可能攀升至 1350 万千瓦时。大型电池，尤其是电网储能（公用事业规模储能）将占据主导地位，其在新增装机容量中的份额预计到 2028 年将增至 45%，比 2023 年的 21% 增加一倍多。电池储能的这种增长推动了对共址建设项目的兴趣。EPC Enerparc 的首席运营官斯特凡・米勒指出，现在几乎所有大型光伏项目都与电池储能相结合。
WElink 能源公司的项目可融资性经理瓦列里・拉扎列夫指出，负电价（在高峰时段）、电网接入瓶颈和高昂成本是共址建设项目的关键驱动因素。EPC 公司可以通过对现有太阳能项目进行混合改造来受益，通过平缓生产曲线并按需供电（这能获得更高价格），同时由于无需建立新的、昂贵的电网连接，投资成本相对较低。
葡萄牙知名项目
在葡萄牙，一家总部位于爱尔兰的国际开发商正在对 2021 年底投入使用的位于葡萄牙南部瓦基罗斯的 219 兆瓦太阳能发电场进行扩建，分阶段将其打造成一个容量超过 1 太瓦时的共址设施。首先，将现有的 219 兆瓦光伏容量增加 50 兆瓦，随后建设一个 165 兆瓦的风电场，然后再建设一个 100 兆瓦 / 400 兆瓦时的电池储能设施。建设计划于 2025 年下半年开始，并于 2027 年底结束。
西班牙的 Endesa 公司正在葡萄牙圣塔伦省的佩戈建设欧洲最大的共址发电厂。计划整合一个 365 兆瓦的光伏电站、一个 264 兆瓦的风电场和一个 168 兆瓦的电池储能设施。此外，还将安装一个 500 千瓦的电解槽，利用电池储能系统无法吸收的剩余能量生产绿色氢气。
成本是推动因素
成本的持续下降，尤其是光伏发电和电池储能成本的下降，是推动更多共址建设项目的关键因素。ISE研究所 2024 年 7 月的一项研究表明，德国太阳能发电场的度电成本在 4.1 至 6.9 欧分 / 千瓦时之间。当将地面光伏系统与电池储能相结合时，度电成本为 6.0 至 10.8 欧分 / 千瓦时。如果电池价格降至 2045 年预测的 180 至 700 欧元 / 千瓦时，ISE 预计地面光伏电池系统的生产成本将在 3.1 至 5.0 欧分之间。相比之下，目前化石燃料发电厂的生产成本要高得多：褐煤发电厂的成本为 15.1 至 25.7 欧分，硬煤发电厂为 17.3 至 29.3 欧分，联合循环发电厂为 10.9 至 18.1 欧分，灵活燃气发电厂为 15.4 至 32.6 欧分 / 千瓦时。核电站的成本在 13.6 至 49.0 欧分 / 千瓦时之间。
Aurora发现，目前在欧洲主要市场，将太阳能发电厂与电池储能系统相结合可实现的实际盈利能力（内部收益率，IRRs）提升幅度在 1% 到略高于 2% 之间，这是在比较单个太阳能发电场与结合电池储能的太阳能发电场的内部收益率时得出的结果。
RenewableUK强调，如果消除监管障碍并简化审批流程，共址建设项目具有显著的潜在成本优势。在同一电网连接点将光伏项目与电池储能相结合，可以将建设和运营成本降低 50%。此外，将储能整合到英国能源系统中，将使其更加灵活，并到 2050 年每年节省 167 亿英镑（198 亿欧元）的电力系统成本，使电力用户受益。
监管和复杂性挑战
尽管有潜力，但共址建设项目在实践中往往难以充分实现其成本优势，已实施项目的数量也只是逐渐增加。CCE 的战略增长与数字化总监菲利普・克雷默 解释说，除了监管问题，技术的结合在结构和商业化方面都很复杂。商业模式需要单独考虑，根据当地参数，有时单个项目可能比共址建设项目更具吸引力。
在德国，《可再生能源法》（EEG）的排他性原则阻碍了太阳能和风能发电场与电池储能相结合的经济可行性。该原则规定，获得 EEG 补贴的发电厂全年只能使用绿色电力充电，而不能使用来自电网的 “灰色” 电力；否则，它们可能会失去 EEG 发电厂的地位或补贴。这严重限制了与太阳能或风能发电场共址的储能系统在将电力输入转移到高价时段和提供平衡能源（在此期间也会从电网充电）时的盈利和灵活运营。
根据太阳能方案 I，从 2025 年 6 月起可以每两个月可改一次运行模式，从 2026 年 6 月起，储能系统应能够同时从电网和可再生能源系统充电。然而，Aurora分析师伊娃・齐默尔担心德国这项法规可能会延迟生效，因为负责该法规的德国联邦网络局尚未确定测量概念。齐默尔还指出，英国、爱尔兰和意大利等其他允许共址建设系统灵活运营的欧洲国家在这方面更为先进。
来源：海外储能星球
