摘要

英国作为全球最活跃、最成熟的电网级储能市场之一，在“净零排放”目标和可再生能源发电占比持续攀升的驱动下，其储能市场正迎来前所未有的发展机遇。本报告将从市场规模、政策机制、收益结构、项目动态、技术趋势及投资机遇等多个维度，对英国储能市场进行全面剖析，同时介绍英国储能项目的融资模式，旨在为电力行业投资者和决策者提供一份深度投资参考。

一、市场规模与增长预期

1. 市场规模现状

截至2025年初，英国已投运的电池储能项目总容量达到6.8GW/10.5GWh，显示出强劲的增长势头。仅2025年至今，新增投运容量已达1.405GW，预计全年将成为英国储能发展史上创纪录的一年。英国政府在《清洁灵活性路线图》中设定了到2030年电网级电池容量达到23-27GW的宏伟目标，预示着未来五年市场仍有数倍的增长空间。

2. 增长驱动因素

• 净零排放目标：英国政府承诺在2050年前实现净零排放，这一目标推动了可再生能源的大规模部署，进而增加了对储能系统的需求，以平衡电网供需，确保电力系统的稳定运行。

• 可再生能源占比提升：随着风能、太阳能等可再生能源在电网中的占比不断提高，电力系统的波动性显著增加，储能系统作为提升电网灵活性的关键技术，其重要性日益凸显。

• 政策支持与市场机制：英国政府通过容量市场、辅助服务市场、批发能源市场及平衡机制等多种市场机制，为储能项目提供了多元化的收入来源，降低了投资风险，提高了 项目的经济性。

二、政策环境与市场机制

1. 容量市场支持

英国容量市场（Capacity Market, CM）通过拍卖机制，为储能项目提供长期合同，确保其在系统紧张时提供可用容量，从而获得稳定收入。2025年3月的T-4容量拍卖中，约有1.8GW的电池储能系统获得了15年期合同，采购量是去年的近两倍，为储能项目的长期稳定收益提供了重要渠道。

2. 辅助服务市场

辅助服务市场包括动态遏制（Dynamic Containment）、动态调节（Dynamic Regulation）等一系列频率响应服务，是储能早期重要的收入来源。然而，随着市场的发展，频率响应服务的收入占比正在 下降，但其仍为储能项目提供了一部分相对稳定和可预测的现金流。

3. 批发能源市场与平衡机制

批发能源市场允许储能通过在低电价时充电、高电价时放电进行能源套利（Energy Arbitrage）。平衡机制（Balancing Mechanism, BM）则是国家电网（National Grid ESO）用于实时平衡电力供需和管理电网约束的市场，为响应调度指令的储能提供了重要的收入机会。随着可再生能源占比的提高，这两个市场的电价波动愈发频繁和剧烈，为储能项目创造了巨大的套利空间。

4. 长时储能激励政策

针对长时储能（通常指持续放电8小时及以上）， 英国政府与监管机构Ofgem推出了“保底+限价”（Cap and Floor）收益保障机制。该机制为项目设定收益下限以保障投资回报，同时设定上限以保护消费者利益。2025年9月，已有77个项目（合计28.7GW）通过资格评估，显示出政府推动长时储能的决心。

三、收益模式演变

1. 从“合同为王”到“交易致胜”

英国储能市场的收益结构正在经历深刻变革，项目的盈利能力越来越依赖于运营商的交易能力和市场洞察。早期作为主要收入来源的频率响应服务，因市场饱和，其收益份额已从2022年的80%急剧下降至2024年的20%。取而代之的是批发 市场能源套利和平衡机制，两者已成为当前收入的核心支柱。

2. 收入来源构成

• 批发市场（能源交易）：通过在日内/日前市场低买高卖电力，捕捉价格波动实现套利。份额快速上升，已成为核心收入来源。在顶级2小时系统中，占比可达67%。

• 平衡机制（BM）：响应国家电网的调度指令，解决实时的电网拥塞和供需不平衡问题。份额稳步提升，地理位置价值凸显。靠近约束节点是获取高收益的关键。

• 频率响应服务：提供快速响应能力，维持电网频率稳定。份额呈下降趋势，但仍为稳定的基础收入。

3. 关键驱动因素

• 系统时长：2小时及以上系统在捕捉峰谷价差方面具有显著结构性优势，而1小时系统的套利能力受限。

• 地理位置：位于输电约束点附近的资产，能在平衡机制中获得更高收益，“约束为王”成为选址铁律。

• 电池退化：电池性能衰减会直接影响可用容量和盈利能力，是长期投资中需要重点考量的因素。

四、重大项目与产业链动态

1. 代表性项目

• RWE彭布罗克项目：位于威尔士，规模为350MW/700MWh，是英国最大的电池储能项目之一，计划2028年投运。

• Thorpe Marsh项目：由Fidra Energy在南约克郡建设，规模达 1.4GW/3.1GWh，是目前英国在建的最大项目。

• 在建规模：截至2025年10月，英国有约9.9GW/21.9GWh的大型电池储能系统正在建设中，其中苏格兰地区以近6GWh的在建容量领先。

2. 企业参与

中国企业正积极进入英国市场。例如，正泰新能源于2025年10月与伦敦Voltis公司达成战略合作，将共同开发总装机容量约500万千瓦的光储一体化项目群。此外，英国本土企业如Fidra Energy、RWE等也在积极布局储能市场，推动产业链上下游企业的协同发展。

五、技术趋势与多元化发展

1. 长时储能技术的崛起

随着可再生能源占比的进一步提高，电力系统对更长尺度的能量时移需求将日益增长。英国政府已明确认识到长时储能的重要性，并在积极探索支持其发展的市场机制。除了锂电池外，压缩空气储能、液流电池、液态空气储能等长时储能技术也迎来发展机遇。

2. 技术多元化政策支持

“保底+限价”政策采取技术中立原则，鼓励锂电池之外的技术路线。在最终的入围名单中，锂电池仍占绝大多数，但抽水蓄能、钒液流电池、锌电池、液态空气储能、压缩空气储能、铁空气 电池、钠硫电池、氢储能等多种技术路线也均有涉及。这种技术多元化的政策支持，有助于推动储能技术的创新与发展，降低对单一技术的依赖。

六、投资机遇与挑战

1. 投资机遇

• 项目大型化：市场正从众多小项目转向少数大型、超大型项目主导的新阶段。大型项目具有更高的经济性和更强的抗风险能力，是投资者关注的重点。

• 收益专业化：随着收入从辅助服务转向能源交易，项目运营将更加依赖高频量化交易策略和精细化管理能力。具备先进交易策略和数字化水平的运营商将脱颖而出，为投资者带来更高回报。

• 长时储能蓝海：长时储能 技术代表了英国储能市场的下一个蓝海。虽然其商业模式仍在探索之中，但其在未来零碳电网中的战略价值是确定无疑的。对于具备长远眼光和耐心资本的投资者而言，现在是开始关注和布局长时储能技术的战略窗口期。

• 混合收益模式：结合长期合同与商人市场的“混合模式”日益受到投资者青睐。这种模式既保证了项目的稳定收益，又保留了捕捉市场上涨潜力的机会，是穿越市场周期的稳健之选。

2. 主要挑战

• 电网接入排队：随着储能项目的激增，电网接入成为一大瓶颈。项目开发者需要提前规划并网时间，避免因接入 延迟而影响项目收益。

• 社区反对声音：项目规划审批过程中可能面临社区反对声音，影响项目进度。开发者需要加强与当地社区的沟通与合作，确保项目的顺利推进。

• 辅助服务市场价格下滑：随着频率响应服务市场的饱和，服务价格不断下降，对依赖辅助服务收入的储能项目造成一定影响。投资者需要关注市场动态，及时调整收益结构以应对风险。

七、英国储能项目的融资模式

英国储能项目的融资模式多元化且高度市场化，结合政策支持与市场机制，为投资者提供了多种参与途径。：

（一）政策驱动下的长期收益保障机制

1. 容量市场（Capacity Market, CM）

• 机制：储能项目通过拍卖获得15年期长期合同，承诺在系统紧张时提供可用容量，换取稳定收入。

• 案例：2025年3月T-4容量拍卖中，约1.8GW电池储能系统中标，采购量是前一年的近两倍，为项目提供长期收益锚定。

• 融资意义：长期合同降低了收益不确定性，吸引银行、养老基金等低风险偏好投资者参与债务融资或股权投资。

2. 长时储能“保底+限价”机制（Cap and Floor Scheme）

• 机制：针对8小时及以上长时储能项目，设定收益下限（保障投资回报）和上限（防止消费者负担过重），通过法律确立（2025年12月《规划与基础设施法案》获批）。

• 进展：2025年9月，77个项目（合计28.7GW）通过资格评估，进入成本效益分析环节，预计2026年二季度确定收益上下限。

• 融资意义：收益确定性增强，降低投资风险，尤其吸引基础设施基金、私募股权等长期资本布局长时储能领域。

（二）市场化交易驱动的收益模式

1. 批发市场能源套利（Energy Arbitrage）

• 机制：利用电价波动低买高卖，通过高频量化交易策略捕捉日内/日前市场价差。

• 数据：2025年1月，批发交易贡献英国BESS项目年化收入的绝大部分，单日峰值收入折合年化高达£394k/MW。

• 融资意义：高收益潜力吸引风险投资（VC）、对冲基金等短期资本，通过项目制或基金化方式参与，但需承担电价波动风险。

2. 平衡机制（Balancing Mechanism, BM）

• 机制：响应国家电网调度指令，解决实时电网拥塞，靠近输电约束点的资产可获得超额收益。

• 案例：南苏格兰地区因靠近南北输电约束带，储能项目平均收入表现领先。

• 融资意义：地理位置价值凸显，投资者通过“约束地图”分析选址，提升资产溢价能力，吸引区域性开发商或战略投资者。

3. 辅助服务市场（频率响应）

• 机制：提供动态遏制（DC）、动态调节等快速频率调节服务，换取稳定合同收入。

• 趋势：收入占比从2022年80%降至2024年20%，但仍是基础收入来源。

• 融资意义：辅助服务收入为项目提供现金流缓冲，降低单一市场依赖风险，吸引保守型投资者参与混合融资模式。

（三）混合融资模式：风险与收益平衡

1. “合同+商人”混合模式

• 结构：将部分容量（如50%）通过长期合同锁定（如容量市场或PPA），剩余容量投入市场化交易博取弹性收益。

• 优势：既覆盖固定运营成本，又保留收益上行空间，穿越市场周期。

• 案例：Centrica Energy等机构采用此模式，吸引风险偏好中等的投资者（如公用事业公司、产业基金）。

2. 项目融资与资产证券化

• 项目融资：以项目未来收益为抵押，吸引银行贷款或债券发行，适用于已签长期合同的成熟项目。

• 资产证券化：将储能资产打包为REITs或绿色债券，降低融资成本，提升流动性。

• 案例：英国首个储能REITs于2024年上市，募资超5亿英镑，用于长时储能项目开发。

（四）国际资本参与：中国企业布局

• 合作模式：中国企业通过战略合作、股权投资等方式进入英国市场。

• 案例：2025年10月，正泰新能源与伦敦Voltis公司达成战略合作，共同开发500万千瓦光储一体化项目群，采用“建设-运营-移交”（BOT）模式，吸引国际多边金融机构（如亚投行、世界银行）参与融资。

（五）融资挑战与应对

1. 电网接入排队与规划审批延迟

• 影响：项目延期增加融资成本，社区反对导致审批风险上升。

• 应对：投资者通过“规划审批加速条款”在融资合同中约定补偿机制，或与政府合作预批项目储备库。

2. 收益不确定性

• 影响：辅助服务价格下滑、电价波动风险。

• 应对：采用收益对冲工具（如电力期货、期权）或参与政府推出的收益保障计划（如长时储能“保底+限价”机制）。

（六）总结

英国储能项目融资模式呈现“政策保障+市场驱动+国际合作”特征：

• 长期资本：偏好容量市场合同或长时储能保底机制项目；

• 短期资本：追逐批发市场套利高收益，接受更高风险；

• 混合资本：通过“合同+商人”模式平衡风险收益，吸引产业基金与公用事业公司；

• 国际资本：通过战略合作与股权投资参与大型项目，利用全球资源分散风险。

投资者需结合项目时长、地理位置、收益结构等关键因素，选择匹配自身风险偏好的融资路径。

八、结论与建议

英国储能市场正处在一个机遇与挑战并存的“精耕细作”时代。在明确的政策目标和市场机制驱动下，市场容量将持续扩大，但投资成功的关键已从单纯的项目建设转向对市场动态的深刻理解、精准的选址布局以及高效的资产交易能力。

对于投资者而言，建议采取以下策略以把握市场机遇：

• 关注大型项目与长时储能：大型项目和长时储能技术具有更高的经济性和战略价值，是未来投资的重点方向。

• 强化交易能力与数字化水平：具备先进交易策略和数字化水平的运营商将在新市场范式中获得持续超额收益。投资者应选择与这类顶尖运营商合作或投资于具备相关能力的项目。

• 多元化收益结构：通过“收益堆叠”策略，在多个市场中灵活切换以最大化全天收益。同时关注混合收益模式的应用以降低风险。

• 加强社区沟通与并网规划：在项目规划阶段加强与当地社区的沟通与合作以确保项目顺利推进；同时提前规划并网时间以避免接入延迟影响项目收益。

（注：本文根据公开资料和出海通智库研究整理）

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