数字储能网讯：近日，行业媒体与调研机构Wood Mackenzie公司的储能分析师展开对话，深入比较了欧洲与美国储能市场的发展现状与未来趋势。

尽管在伦敦举办的储能峰会主要聚焦欧洲储能市场发展，但仍吸引了全球各地的行业厂商与国际专家。Wood Mackenzie公司全球储能主管Allison Weiss及其负责欧洲、中东和非洲（EMEA）市场的首席储能分析师Anna Darmani均出席了会议。对行业媒体而言，这无疑是一个开启关于欧美储能市场高层次对话的绝佳契机。

此次访谈揭示了欧洲市场对储能发展的“复杂情绪”：储能开发商对当前收益水平热情高涨，而投资者则对未来收益流的稳定性持更为谨慎态度。与此同时，美国市场也面临与欧洲相似的短期不稳定性，其根源同样在于监管的不确定性，尽管背后的驱动因素截然不同。

在欧美这两个成熟市场，这两位分析师指出，欧美储能政策存在显著差异：欧盟致力于提升可再生能源（VRE）在电网中的发电份额，而美国现任政府的态度则有所不同。但他们强调，在表象之下，两个市场都存在根本性的驱动因素，使得快速部署储能系统成为必然选择。

欧洲市场：收益喜忧参半，合同模式创新

Darmani表示，“我观察到，欧洲储能市场的收益有些喜忧参半。”她指出，许多投资者和银行都在追问欧洲市场的收益走向，近期英国市场的收益下滑已让一些人感到不安。

相比之下，美国市场开发商则认为商业模式可行，他们无需依赖合同收入或补贴即可推进项目。

Darmani说，“我们看到储能系统开发商在美国稳步推进项目部署，他们确实能为在开发项目找到足够的合作方。与此同时，银行也在质疑：‘如果收益不及预期，我们如今还有哪些选择？”

早在2025年的储能峰会上，Wood Mackenzie公司欧洲、中东和非洲（EMEA）市场的首席储能分析师Anna Darmani就曾预测，收费协议将在欧洲更为普遍。此后，通过委托运营协议或购电协议获得的总装机容量确实实现了大幅增长。

Darmani补充说，“同样令人惊讶的是这些合同中的创新之处。我们看到各种不同类型的合同被签署：物理、虚拟、保底、封顶，只要能想到的几乎都有。所有人都知道储能系统已经发展起来，它将长期存在并发挥作用，但利益相关者也在试图对冲市场变化带来的风险。”

美国市场：政策变局下的机遇与挑战

Allison Weiss表示，过去一年美国储能市场的表现非常耐人寻味。自2025年初以来，一系列政策变化相继发生或落地。尽管Wood Mackenzie等研究机构在计算全球储能部署量时发现了一些不确定性——不仅美国，作为全球主要电池及储能设备出口国的中国也出台了重大政策调整——这给市场预测带来了变数。

Weiss说，“总体而言，尽管存在变数，我们仍预测今年美国部署的储能规模将超过去年。这主要得益于为储能系统保留的关键投资税收抵免。然而，关于‘外国关注实体（FEOC）’获取税收抵免资格的规则修改，意味着美国项目需要进行供应链管理调整。我们认为，这短期内会对项目进度产生一定影响，但长期来看，随着美国国内供应的增长，或是进口到成本极具竞争力的储能产品，美国将会获得更廉价的储能系统。”

在收益方面，Weiss认为，美国基本已见证了纯粹商业储能项目的终结。在很大程度上，德克萨斯州确实在推动美国市场发展，但在某些方面，其轨迹与英国类似：辅助服务市场饱和后，能源收入也随之波动。由于天气相对温和，2024年和2025年对德克萨斯州ERCOT市场而言是电力需求波动性较低的年份。尽管ERCOT未来对储能的需求基本面依然强劲，Wood Mackenzie公司预计未来几年将再次出现高波动，但可能分布不均且难以预测。这让一些投资者非常紧张，他们的反应也因风险承受能力而异：是留在市场博取未来上行空间，还是退出转向更安全领域，或只参与签署长期合同的项目。”

模式趋同：采用虚拟通行费或收入互换策略

Weiss和Darmani表示，在采用收费协议和其他合同收入结构方面，欧美市场存在相似之处，但美国的进展要快得多。

Weiss指出，尽管欧洲在这方面有所落后，也许是因为英国市场保留商业储能项目的时间比德克萨斯州更长，但欧洲正在迅速接受通行费协议。

Weiss说：“在美国，除了德克萨斯州，其他地区普遍的情况是，所有储能项目都将拥有容量合同，这提供了一定的稳定性。在德克萨斯州，这些可能是与负荷服务方签订的长期承购合同，也可能是在远期市场的交易。”

Darmani认为，欧洲正在追随美国的这一趋势。三年前，当撰写Wood Mackenzie的电池储能合同报告时，Weiss曾解释了覆盖价差的虚拟收费概念。如今，这种虚拟收费结构在欧洲越来越普遍，但通常被称为“收入互换”。Weiss说，“我在那份报告中曾写道，收入互换可能成为欧洲市场的主导类型，因为它可能在美国奏效，也可能在欧洲奏效。现在我们看到，收入互换正是最受欢迎的方式之一。”

结构性差异：节点定价与市场拼图

尽管模式趋同，但市场结构存在根本性差异。Darmani指出，美国并非一个统一的电力市场，而是由各州、输电区和批发市场拼凑而成的复杂集合体。而欧盟虽然包含27个成员国，但其电网同步、互联和共享电力市场的程度远比美国广泛。

另一个重大差异在于美国的节点定价模型。这一模式让开发商和投资者能更清晰地判断，在公用电网的哪些特定位置接入储能系统能获得更高价值。谈及美国开发商的布局策略时，Weiss表示：“储能项目接入节点与电力枢纽的关联，是判断其经济效益的关键。”

尽管如此，Weiss认为，无论身处哪个市场，基本驱动因素都是相同的：越来越多的可再生能源发电设施并网推动了电价波动，而储能系统正是在波动中获利。在这一过程中，电池储能的市场机会往往从频率调节等辅助服务起步，这也导致像美国PJM公司服务区域，以及德国和英国这类以辅助服务为先导的市场，很快出现了饱和。

Weiss总结说：“在美国，储能系统运营商需要考虑节点电价与枢纽电价的差异，以及由此带来的电价波动风险。而在欧洲，主要关心的是电网费用如何随时间推移而变化。”