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“储能研究院”是出海通智库旗下的专业研究院之一，侧重研究全球储能发展形势，分析政策、技术、竞争态势，协助企业把握市场商机、创新商业模式、规避投资壁垒，取得境外储能市场的可持续发展。
一、发展现状：起步较晚但加速追赶，结构转型催生刚需
法国储能市场的起步明显晚于德国、英国等欧洲国家，这与其独特的电力结构密切相关。2024年，核电仍占法国发电量的约65%，水电约占13.5%，风电和太阳能合计仅占约13%。相比之下，德国的风光渗透率已超过50%。由于核电提供稳定基荷、水电提供大量调节能力（约25.4 GW抽水蓄能），法国电网的灵活性需求长期被低估，储能的经济性难以体现。
但这一格局正在快速改变。截至2025年底，法国电网级储能装机容量达到1.5 GW，较2020年的0.1 GW增长了十五倍。在建及已获并网许可的项目合计约760 MW，另有约600 MW分布式储能接入电网。装机模式呈现明显的“两极分化”特征：
· 大型集中式储能：Harmony Energy的100 MW/200 MWh电站已投运，TagEnergy正在建设240 MW/480 MWh项目，Kallista Energy的120 MW/240 MWh项目也已动工。这些项目平均储能时长从1.1小时提升至1.7小时，最新宣布的项目普遍接近2小时。
· 分布式单MW级系统：法国本土开发商NW已建成超过750个单MW级并网系统，通过快速并网策略抢占辅助服务市场。这种“小步快跑”模式避免了大型项目的并网延迟和许可风险。
从地域分布看，现有储能设施主要集中在太阳能资源丰富的南部地区（如奥克西塔尼、普罗旺斯-阿尔卑斯-蓝色海岸）以及电网拥堵严重的北部工业区。运营时长方面，现有运营项目平均约1.1小时，仍以短时辅助服务为主，但新建项目已向1.7小时迈进，最新宣布的项目普遍接近2小时。
法国储能市场的另一特点是独立储能占主导，光储一体化项目相对较少。这是因为法国光伏项目历史上享受高额上网电价补贴，配套储能的动力不足。但随着S21法令削减补贴，这一情况正在改变。2025年新备案的光储项目数量同比增长超过200%。
二、未来空间：万亿级赛道开启，多因素驱动高增长
法国储能市场正处在加速爆发的前夜。据Greensolver预测，按当前市场增速估算，储能装机容量到2030年将达到5.4 GW，2035年将接近10 GW。6W Research的预测更为乐观：法国可充电电池市场2025年约44.6亿欧元，到2030年将增长至约98.7亿欧元，2035年更将达约147.3亿美元，复合年增长率超过17%。
增长动力主要来自五个方面：
2.1 太阳能装机持续攀升
2025年前三季度，法国新增光伏4.27 GW，累计装机已达24.85 GW。政府目标是到2035年达到44–52 GW。随着光伏渗透率提高，日间电力过剩问题日益严峻。2025年法国已出现436小时负电价，预计到2028年负电价小时数将突破800小时。这为储能创造了巨大的套利空间和弃电消纳需求。
2.2 核电老化与出力不确定性
法国57座核反应堆中，52座已超过30年、23座超过40年。尽管EDF计划延长部分反应堆寿命至50-60年，但非计划停运事件频发。2022年因应力腐蚀问题，半数核电站停运检修，导致法国从电力出口国变为进口国。核电出力波动性上升，迫使电网寻求更多灵活性资源，储能成为天然解决方案。
2.3 电网改造需求
法国输电系统运营商RTE预计，未来十年法国电网需投入约1000亿欧元进行升级，以应对可再生能源并网、电动交通和热泵普及带来的负荷增长。储能是延缓电网投资的关键抓手：在拥堵节点部署储能可减少线路升级需求，每1 MW储能可替代约0.3 MW的电网扩容投资。
2.4 电力需求快速增长
预计到2035年，法国电力消费将从2023年约460 TWh增至650-693 TWh，增量主要来自电动交通（2035年计划禁售燃油车）、热泵（政府目标每年安装100万台）和数据中心（法国已成为欧洲数据中心枢纽）。需求增长与供应波动性的叠加，进一步强化了储能的价值。
2.5 欧盟政策驱动
欧盟“Fit for 55”一揽子计划和REPowerEU均强调储能的关键作用。欧洲储能协会预测，到2030年欧盟需部署约200 GW储能才能实现气候目标，其中法国占比应不低于5-8%。法国政府已承诺在2030年前将可再生能源占比提升至40%，储能作为配套基础设施将同步受益。
三、储能政策：从被动接受转向主动激励
法国储能政策正处于历史性转折期。过去，储能被视为核电和水电的补充角色，政策支持零散且力度有限。但2024-2026年间，一系列政策密集出台，标志着政策态度从“被动接受”转向“主动激励”。
3.1 PPE 3（第三版多年能源计划）
2026年正式发布的PPE 3虽未设定储能具体装机目标，但首次将“灵活性（主要是电池储能）”列为应对电网失衡的核心手段。文件明确提出：“到2030年，法国需新增至少3 GW的系统级灵活性资源，其中电池储能将承担主要份额。”PPE 3还简化了储能项目的并网审批流程，将大型储能电站的许可时间从平均18个月缩短至12个月。
3.2 S21法令与光伏补贴改革
2025年3月发布的S21法令削减了对500 kWp以下光伏系统的上网电价补贴，降幅约10-15%。这一政策使光伏单独项目的收益率从约8%降至5-6%，而“光伏+储能”系统的收益率仍可维持在7%以上，极大地推动了光储一体化。2025年第三季度，法国光储项目的申请量同比增长超过300%。
3.3 TURPE 7电网资费改革
TURPE 7于2025年实施，是法国电网资费体系的一次重大革新。其核心创新是引入了可选的区位化资费方案：从2026年8月起，在太阳能过载的南部地区（如奥克西塔尼、新阿基坦）充电，可获得最高€69/MWh的奖励；在北部和东部用电高峰时段（通常为冬季傍晚）放电，亦有每MWh约€40-50的激励。这一机制实质上创造了储能专用的“位置信号”，引导投资流向最需要灵活性的节点。
区位激励的计算方法为：充电奖励 = 参考边际成本 - 实际节点电价，上限€69/MWh；放电奖励 = 实际节点电价 - 参考边际成本，上限€40-50/MWh。根据RTE的模拟，两小时电池在配电侧的年增量收入约€8,000-12,000/MW。
3.4 辅助服务市场改革
aFRR容量市场于2024年向电池开放，已成为电池主要收入来源。RTE将aFRR需求固定在750 MW（向上调节），其中电池获得的比例从2024年初的15%上升至2025年底的35%。mFRR（手动激活备用）是另一个重要渠道，RTE采购1,000 MW向上容量，远超中西部欧洲其他国家。系统压力事件可触发高达€1,645/MWh的价格峰值。
RTE还推出了“无碳灵活性”招标（覆盖2025-2026年），为需求响应和储能提供支持，最高可签约2,900 MW容量。中标项目可获得为期5-7年的固定容量支付，基础价格约€60-80/kW·年，具体取决于服务类型。
3.5 欧盟层面的政策协同
欧盟电力市场设计改革（2024年通过）明确要求成员国为储能提供公平的市场准入，消除双重收费等歧视性政策。法国已据此修订《能源法典》，储能设施不再支付两次输配电费（充电和放电仅收一次）。此外，欧盟创新基金、现代化基金均将储能列为优先资助领域，单个项目最高可获40%投资补贴。
四、关键制约：五大障碍不容忽视
尽管政策利好频出，法国储能市场仍面临多重结构性障碍，制约了项目落地速度和盈利预期。
4.1 辅助服务市场饱和风险
这是当前最紧迫的挑战。Aurora Energy Research的分析指出，按目前在建项目速度，到2030年法国将出现179%的装机容量与采购容量比率，即潜在供应能力接近采购需求的两倍。这一饱和风险已经显现：aFRR容量费从2025年1月的约€15/MWh下降到2026年1月的约€6.8/MWh，降幅达55%。而RTE的aFRR需求固定在750 MW，竞争容量却从2024年的约500 MW增加至2026年初的约1,200 MW。
mFRR市场虽然目前竞争尚不激烈，但随着更多电池进入，价格下行只是时间问题。历史数据显示，mFRR价格峰值事件（>€500/MWh）每年约发生20-30次，总贡献收入占mFRR年收入的40%以上，但这类事件的频率正在下降，因为电网运营水平提高。
4.2 纯商业模式收益不确定性高
法国属于典型“商贩型市场”（merchant market），电池收益依赖现货价差和辅助服务费，缺乏英国那样的容量市场或长期固定收入合约。目前纯商贩项目无杠杆IRR仅约3%-5%，低于目标资本成本（通常要求8-10%）。敏感性分析显示，如果辅助服务价格再下降20%，IRR将降至2%以下，项目将无法融资。
现货价差方面，2024年1月至2025年8月，日前价差约翻倍，但随着储能装机增加，价差可能再次收窄。历史数据显示，当储能渗透率超过系统峰值负荷的2%时，价差开始显著压缩。法国目前储能渗透率约1.2%，已接近临界点。
4.3 融资可获得性有限
BESS项目杠杆率低于风电和光伏资产。根据欧洲多家银行（如法国巴黎银行、法国兴业银行）的反馈，BESS项目最大杠杆率通常为50-60%，而风电可达80%。原因包括：缺乏成熟贷款先例（法国大型BESS项目大多于2024年后才投运）；收入波动大且无长期承购协议；技术快速迭代带来的资产搁浅风险。
非追索债务（无 recourse）难以获取，多数项目依赖股本金或母公司担保。利率方面，BESS项目贷款利差通常在300-400个基点，而风电光伏为150-200个基点。这进一步拉低了股权回报率。
4.4 并网与许可流程复杂
储能设施在法国被归类为“建筑工程”，须申请建筑许可证并符合分区规则。不同节点面临不同规定：在工业用地上开发储能相对简单，但在农业或自然保护区内则几乎不可能。此外，电网连接协议（connection agreement）的谈判周期长达6-12个月，且RTE对储能项目的并网优先级低于可再生能源发电项目。
2025年的一项调查显示，法国储能项目从概念到商业运营的平均时间为3.5年，其中许可和并网占2年。相比之下，英国类似项目仅需1.5-2年。这种时间成本显著增加了开发风险。
4.5 电网升级需求庞大
未来五年，可再生能源因电网限制每年平均被削减约1.6 TWh，相当于约500 MW光伏的全年发电量。2025年法国已出现436小时负电价，主要集中在南部和中部地区。要解决这一问题，RTE计划投入约1000亿欧元升级电网，但其中只有约20%在2026-2028年间到位，剩余投资面临政治和资金不确定性。
电网瓶颈导致许多储能项目虽然获得并网许可，但实际并网日期被推迟6-18个月。截至2025年底，法国约有8 GW储能项目已获并网许可但尚未开工建设，主要原因就是电网接入窗口不足。
五、盈利模式：多元化收入已成必选项
法国储能项目的收入来源正在从单一走向多元，传统的“仅靠辅助服务”模式已不可持续。根据对不同运营商的调研，最成功的项目通常组合4-5种收入流。
5.1 辅助服务收入
· aFRR容量市场：目前仍是电池主力收入来源，但价格持续下降。2026年1月的容量费约为€6.8/MWh，按750 MW需求计算，年市场总容量约€45 million。电池获得其中约35%，即€16 million，分配到每个MW的年收入约€13,000。这相比2024年初的€30,000/MW已大幅下降。
· mFRR能量市场：RTE采购1,000 MW向上容量。mFRR的激活价格波动极大，平时约€50-100/MWh，但在系统压力事件（如寒潮期间核电停运）可飙升至€1,645/MWh（价格上限）。历史数据显示，每年约20-30次价格峰值事件贡献了mFRR年收入的40%以上。
· FCR（频率containment reserve） ：虽然市场规模较小（约500 MW），但价格相对稳定，约€10-15/MWh。FCR要求响应时间在30秒内，非常适合电池。不过，FCR市场在欧洲已趋饱和，法国市场未来增长空间有限。
5.2 电力市场套利
2024年1月至2025年8月，法国日前电价波动性显著增加。平均日内价差（最高-最低）从2023年的€35/MWh扩大到2025年的€68/MWh。这主要归因于光伏渗透率提高（中午压价）和核电不确定性（傍晚推高）。
套利收益的计算示例：一个2小时电池在南部地区，中午以€10/MWh充电（负电价时甚至可赚钱充电），傍晚以€90/MWh放电，毛利润€80/MWh × 2小时 = €160/MW·天。一年按250个可套利天数计算，年收入约€40,000/MW。这比辅助服务收入还高。但需要注意，随着更多储能进入，套利空间将收窄。
5.3 TURPE 7区位激励
如前所述，在南部充电区可获得最高€69/MWh的奖励。对于一个2小时电池，每天充放电一次，年充电时间约500小时（假设25%的充电时间发生在激励窗口内），则年激励收入 = €69/MWh × 2小时 × 500小时 × 25%利用率 ≈ €17,250/MW。如果同时参与放电激励，可再增加约€10,000/MW。
TURPE 7区位激励的最大价值在于其确定性：只要项目在指定节点并网，且充电行为符合时间窗口要求，激励即可获得，不受市场价格波动影响。这为项目提供了类似“固定收入”的基石。
5.4 容量市场
法国容量市场要求发电厂和用户为供应安全做出贡献。BESS可以参与容量市场投标，获得固定价格承购协议。2025年拍卖结果显示，BESS的容量价格约为€94-103/kW·年（即€94,000-103,000/MW·年）。这是一个非常可观的收入，但竞争激烈：2025年仅有约300 MW BESS中标，而投标总量超过1 GW。
容量市场合同的期限通常为7年，具有较高的可融资性。但中标概率不高，且需要提前一年参与拍卖（即2025年拍卖的容量是为2026年交付的）。因此，不能将容量市场收入作为基础假设，但可作为“锦上添花”的增量。
5.5 未来收入流
· 跨市场优化：法国预计2026年加入MARI（手动频率恢复备用国际协调平台），将mFRR激活跨境池化。届时，法国电池可参与德国、比利时等国的mFRR市场，增加收入来源。
· 长时储能服务：随着可再生能源占比提高，4小时以上长时储能的价值将凸显。法国政府正在研究为长时储能引入专项招标，类似英国的四小时储能容量市场。
· 电网服务：黑启动、无功功率补偿、电压支撑等电网服务目前主要由传统机组提供，但RTE已开始试点电池提供这些服务，支付标准约为€20-30/kW·年。
5.6 固定价格承购协议的重要性
鉴于纯商贩模式的低IRR，固定价格承购协议（如tolling协议或保底合同）正成为提升项目可融资性的关键工具。Tolling协议下，项目方将储能容量出租给承购方（如公用事业公司或能源交易商），承购方支付固定容量费（约€70-90/kW·年），并承担市场风险。承购方则获得调度权，通过套利和辅助服务获利。
目前，法国已有数个项目签署了tolling协议，承购方包括EDF、Engie和TotalEnergies。这类协议可将项目无杠杆IRR从3-5%提升至6-8%，杠杆后IRR可达10-12%，基本满足融资要求
六、投资壁垒：进入门槛多重叠加
6.1 资本密集与回报周期长
当前两小时锂电系统成本约€90-100/kWh，即一个100 MW/200 MWh的项目设备成本约€18-20 million，加上土建、并网、许可等费用，总资本支出约€25-30 million。年化平准化储能成本（LCOS）约€80k/MW·年。这意味着项目需要每年产生至少€80k/MW的收入才能覆盖成本。
回报周期方面，纯商贩项目通常需要10-12年才能收回投资（不考虑杠杆），而典型资产寿命为15-20年。这意味着只有约5-8年的净收益期，风险较高。
6.2 融资结构不成熟
法国BESS资产的融资结构仍处于“早期阶段”。根据对主要银行（法国巴黎银行、法国兴业银行、法国农业信贷银行）的访谈，目前仅有约30%的BESS项目获得了非追索债务融资，其余依赖股本金或母公司担保。即便是获得债务的项目，贷款期限通常也只有7-10年，低于风电的15-18年。
贷款协议中的条款也更为严格。例如，银行通常要求项目在第一年就达到债务偿付覆盖率（DSCR）1.3倍以上，而风电项目可接受前两年低于1.0倍（因为运营初期不稳定）。这迫使项目必须设计出高度可靠的收入模型。
6.3 法律与监管复杂性
储能设施被归类为“建筑工程”，需建筑许可且符合分区规则。不同节点享有不同并网和许可路径：在工业用地、商业用地、农业用地和自然保护区上的规则各不相同。例如，在农业用地上建设储能设施，需要获得农业委员会的特别许可，过程可能长达一年。
此外，储能设施还受到《环境法典》的约束，如果容量超过一定阈值（如>10 MW），需要进行环境影响评估。这进一步增加了成本和周期。
6.4 盈利不确定性引发的估值困难
由于收入高度依赖市场条件，储能项目的估值非常困难。传统现金流折现模型需要假设未来10-15年的电价、辅助服务价格、政策环境等，而这些变量存在巨大不确定性。敏感性分析显示，当辅助服务价格下降10%时，项目估值下降约25%；当现货价差收窄10%时，估值下降约15%。这种高波动性使得投资者和贷款方持谨慎态度。
6.5 竞争加剧压缩盈利空间
大型项目快速上马导致辅助服务市场饱和，aFRR容量价格已显著下滑。与此同时，土地和并网资源也日益稀缺。在奥克西塔尼等热门地区，适合储能的并网节点已被大量预订，新进入者面临“无位可入”的困境。此外，设备供应商（如宁德时代、特斯拉、远景）也通过提供融资租赁或运营服务直接参与项目开发，进一步加剧竞争。
（本报告根据公开资料和储能院研究整理）
未完待续！
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