尽管西班牙制定了雄心勃勃的2030年电网级储能目标，但其电力系统中新增的电池却很少。一项旨在帮助可再生能源项目建设共址储能电池的新补贴计划本应开启这一趋势，但由于缺乏更根本的市场改革，结果可能只是一个权宜之计。

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欧洲主要市场各月平均最低-最高电价差 （注：图表显示了西班牙、德国、意大利、法国和北欧电力交易所（Nordpool）日前电力市场各月的平均电价差。）

西班牙政府在12月推出了1.5亿欧元（合1.62亿美元）的储能项目补贴，估计这可以支持大约375MW（或750MWh）的储能项目。与西班牙到2022年底已安装的40MW电池相比，这将是一个很大的进步，但与西班牙设定的2030年20GW目标相比仍有很大差距。

西班牙脆弱的电网储能市场受制于目光短浅的政策，而不是较高的科技成本。电价限价限制了电池用以获得收入的套利机会。此外，与大多数欧洲主要电力市场相反，西班牙还将储能排除在维持电网可靠性的辅助服务之外。电池在提供这些服务方面出类拔萃，其他已经开始部署储能电池的市场也出现了储能装机容量暴涨。

储能项目必须与现有或新建的可再生能源项目共址，才有资格获得最近宣布的补贴，但这些补贴资金将只涵盖储能成本的40%-65%。此外，符合条件的储能项目的输出电量需要相当于共址可再生能源项目发电量的至少40%，并且至少为两小时储能系统。最关键的是，该计划还将允许符合条件的项目从电网充电，而欧洲的其他共址项目一般不允许从电网充电。

补贴产生的短期作用将吸引开发商和投资者进入西班牙市场。与可再生能源项目共址的要求意味着现有的可再生能源项目开发商可能会占主导地位，兴趣可能会分散到风储以及光储项目。西班牙陆上风电项目的有利发电成本使得风储与更常见的光储同样具有吸引力。

分析发现，该补贴可以将风储项目的平准化度电成本降到41欧元/MWh，而光储项目的平准化度电成本为43欧元/MWh。2022年，西班牙的平均电价超过175欧元/MWh，根据参考未来交货期平均现货价格的年度电力期货，到2032年，电价将为92欧元/MWh，这对开发商来说是一个具有吸引力的机会。新建储能将使项目能够以晚间用电高峰价格出售电力，而2020—2022年，晚间用电高峰电价比平均价格高出25%以上，在2023年高出60%以上。

实行补贴已经箭在弦上，因为西班牙目前和即将实施的电力市场政策都不能支持储能的发展。从短期的燃气发电限价决策，到西班牙容量市场提案中一直将储能排除在辅助服务市场和短期限合同之外，这些政策使电池一直无法获得主要收入流，而在其他市场中，正是这些收益助力电池蓬勃发展。

短期内，天然气最高限价是最主要的障碍。因为它压低了峰值电价，减少了电池和其他储能项目赖以获得收入的最低-最高日前电价差。随着能源危机的爆发，欧洲各地的日价差不断扩大，去年夏天大多数市场的日价差达到了约300欧元/MWh的峰值。但在西班牙，自5月出台天然气最高限价以来，价差平均只有87欧元/MWh。

除了电价差套利的经济性较弱外，西班牙还将储能排除在调频响应等辅助服务市场之外。而在英国和德国等比较成熟的储能市场，这些都是主要的收入来源，法国等国也已经开始允许进入这些市场。然而，西班牙是由发电厂提供辅助服务，通常是作为并网协议的一部分强制提供。

西班牙的计划容量市场对储能的支持也是不足的，但在英国、意大利和比利时等国家，该市场是另一个重要的收入来源。2021年的一项初步建议指出，计划为新建项目提供五年的合同，比其他市场提供的10–15年的合同时间短很多。五年对鼓励新建储能项目可能太短，但可以帮助现有的燃气电厂延长投运时间。如果西班牙的容量市场要在提升储能方面发挥作用，政府则需要提供更长期限的合同。

西班牙决定为共址储能提供补贴，这是培养对该技术兴趣的必要手段。然而，这种方法未能解决电池部署不力的根本原因。在英国和意大利等国家，政策制定者一直专注于开发适合电池的市场和收入来源，并已证明这是一个推动储能发展的成功策略，也是期望大多数国家在长期内走上的道路。事实上，电池储能的成本竞争力意味着，一旦政策制定者解除市场收入的限制，该市场就可以靠自己发展起来。由于整个欧洲在助力电池市场发展方面已积累丰富经验，西班牙可以考虑向其邻国学习，而不是试图为这个日益成熟的行业另辟蹊径。

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关键词： 可再生能源 辅助服务 电力市场 最高限价