本網綜合  Susanna Twidale  報導 預計到2030年，歐洲的電池儲能容量將增長約五倍，隨著新專案成本的下降，能源巨頭、專案開發商和交易商的回報也將隨之增加。

風能和太陽能的使用已占到歐洲能源結構的三分之一左右，但由於這些可再生能源是間歇性的，因此也推動了對電池的需求，以提供後備電源。

與此同時，電池技術也取得了長足進步，使更小的電池組也能儲存更多電能，從而降低了成本。

據業內人士估計，即使預期的容量飛躍也不太可能滿足平衡國家能源網的需求。

極光能源研究公司預測，到 2030 年，發電能力將增至 50 千兆瓦（GW）以上，投資額約為 800 億歐元（828.0 億美元）。

與行業組織歐洲能源存儲協會預計的到 2030 年需要 2 億千兆瓦的發電量相比，這仍將是一個缺口。

根據極光能源研究公司的數據，2024 年歐洲將新增 3.7 千兆瓦的專案，使歐洲的電池總容量達到 10.8 千兆瓦。

更廣泛地說，可再生能源讓一些投資者感到焦頭爛額。在歐洲，技術問題、供應鏈問題、成本上升和規劃之爭侵蝕了風力渦輪機製造商的利潤。

在大流行病封鎖導致需求低迷之後，油價回升，能源巨頭也受到股東壓力，不得不將重心轉移到化石燃料上。

但電池儲能提供了多種盈利方式。

其中一種方式是專案運營商從電網運營商那裏獲得所謂的輔助合同，這些合同向運營商支付費用，幫助他們平衡系統。例如，容量市場合同向發電機或電池所有者支付費用，要求他們在電力需求高時提供服務。

現在，可再生能源發電在電力結構中所占比例越來越大，價格波動也為能源批發市場上的交易商提供了豐厚回報的前景。

當風能或太陽能發電量超過電網需求時，電價就會變成負數，電池運營商就可以獲得報酬，將電力儲存起來，以備不時之需。

全球基礎設施公司BW集團旗下的BW ESS執行董事羅伯托·希門尼斯說：”如果你能在負電價時為電池充電，然後在6點太陽下山時以高價出售電力，那麼這對交易商來說是有利可圖的。”

LSEG 的數據顯示，2024 年，英國日前電力市場上定價為負數或接近零的小時數將達到創紀錄的 176 小時。該公司預測，2026 年將增加近四倍，達到 792 小時。

歐洲的情況也類似。據 LSEG 預測，德國的負小時數將從 2024 年的不到 500 小時增加到 2026 年的 900 小時以上。

巨額利潤

BW ESS 與石油巨頭殼牌石油公司（Shell）就英國 331 兆瓦電池專案的容量達成了協議。根據這項為期七年的協議，殼牌將向 BW ESS 支付一筆固定費用，以便在殼牌發現交易機會時提供電池。

另一家大型企業道達爾能源公司（TotalEnergies）去年收購了德國電池儲能公司 Kyon Energy，其管道中的第一個專案是一個 200 兆瓦時的專案，投資額為 7500 萬歐元，將於 2026 年開始運營。

道達爾能源公司發言人表示，德國市場與 11 個國家互聯，為跨境電力交易提供了廣闊的空間。

新市場也有望在初期提供合同收入，以鼓勵投資。義大利電網運營商 Terna 表示，義大利將在 2025 年 7 月底之前舉行首次電池儲能拍賣，預計這些專案將在 2028 年投入運營。

歐洲最大的可再生能源發電商 Statkraft 擁有龐大的電池組合，包括在英國、愛爾蘭和德國的專案。該公司表示，可能會參與義大利的拍賣。

回報增加，成本縮減

加拿大皇家銀行（RBC）分析師約瑟夫·佩珀說，來自貿易和合同的收入不斷增長，使英國電池收入達到約兩年來的最高水準，每年每兆瓦約為 90,000 英鎊（112,617 美元）。

與此同時，由於來自中國的供應過剩，以及技術改進縮小了電池組的尺寸，電池儲能的價格也有所下降。

佩珀說，英國的專案建設成本在兩年內下降了約 30%，對於一個持續時間為 2 小時的專案來說，每兆瓦的成本僅略高於 50 萬英鎊。

他說，英國專案的回報率約為 12%。

Statera Energy 的首席執行官 Tom Vernon 說：”我們看到（提高回報率）的主要驅動力……是電池的資本支出大幅下降和減少。”

這一趨勢看來還將繼續。高盛分析師表示，電池平均價格從 2022 年的每千瓦時 153 美元降至 2023 年的 149 美元，到 2026 年可能降至每千瓦時 80 美元。