盡管西班牙制定了雄心勃勃的2030年電網(wǎng)級儲能目標，但其電力系統(tǒng)中新增的電池卻很少。一項旨在幫助可再生能源項目建設共址儲能電池的新補貼計劃本應開啟這一趨勢，但由于缺乏更根本的市場改革，結(jié)果可能只是一個權宜之計。
歐洲主要市場各月平均最低-最高電價差 (注：圖表顯示了西班牙、德國、意大利、法國和北歐電力交易所(Nordpool)日前電力市場各月的平均電價差。)
西班牙政府在12月推出了1.5億歐元(合1.62億美元)的儲能項目補貼，估計這可以支持大約375MW(或750MWh)的儲能項目。與西班牙到2022年底已安裝的40MW電池相比，這將是一個很大的進步，但與西班牙設定的2030年20GW目標相比仍有很大差距。
西班牙脆弱的電網(wǎng)儲能市場受制于目光短淺的政策，而不是較高的科技成本。電價限價限制了電池用以獲得收入的套利機會。此外，與大多數(shù)歐洲主要電力市場相反，西班牙還將儲能排除在維持電網(wǎng)可靠性的輔助服務之外。電池在提供這些服務方面出類拔萃，其他已經(jīng)開始部署儲能電池的市場也出現(xiàn)了儲能裝機容量暴漲。
儲能項目必須與現(xiàn)有或新建的可再生能源項目共址，才有資格獲得最近宣布的補貼，但這些補貼資金將只涵蓋儲能成本的40%-65%。此外，符合條件的儲能項目的輸出電量需要相當于共址可再生能源項目發(fā)電量的至少40%，并且至少為兩小時儲能系統(tǒng)。最關鍵的是，該計劃還將允許符合條件的項目從電網(wǎng)充電，而歐洲的其他共址項目一般不允許從電網(wǎng)充電。
補貼產(chǎn)生的短期作用將吸引開發(fā)商和投資者進入西班牙市場。與可再生能源項目共址的要求意味著現(xiàn)有的可再生能源項目開發(fā)商可能會占主導地位，興趣可能會分散到風儲以及光儲項目。西班牙陸上風電項目的有利發(fā)電成本使得風儲與更常見的光儲同樣具有吸引力。
分析發(fā)現(xiàn)，該補貼可以將風儲項目的平準化度電成本降到41歐元/MWh，而光儲項目的平準化度電成本為43歐元/MWh。2022年，西班牙的平均電價超過175歐元/MWh，根據(jù)參考未來交貨期平均現(xiàn)貨價格的年度電力期貨，到2032年，電價將為92歐元/MWh，這對開發(fā)商來說是一個具有吸引力的機會。新建儲能將使項目能夠以晚間用電高峰價格出售電力，而2020—2022年，晚間用電高峰電價比平均價格高出25%以上，在2023年高出60%以上。
實行補貼已經(jīng)箭在弦上，因為西班牙目前和即將實施的電力市場政策都不能支持儲能的發(fā)展。從短期的燃氣發(fā)電限價決策，到西班牙容量市場提案中一直將儲能排除在輔助服務市場和短期限合同之外，這些政策使電池一直無法獲得主要收入流，而在其他市場中，正是這些收益助力電池蓬勃發(fā)展。
短期內(nèi)，天然氣最高限價是最主要的障礙。因為它壓低了峰值電價，減少了電池和其他儲能項目賴以獲得收入的最低-最高日前電價差。隨著能源危機的爆發(fā)，歐洲各地的日價差不斷擴大，去年夏天大多數(shù)市場的日價差達到了約300歐元/MWh的峰值。但在西班牙，自5月出臺天然氣最高限價以來，價差平均只有87歐元/MWh。
除了電價差套利的經(jīng)濟性較弱外，西班牙還將儲能排除在調(diào)頻響應等輔助服務市場之外。而在英國和德國等比較成熟的儲能市場，這些都是主要的收入來源，法國等國也已經(jīng)開始允許進入這些市場。然而，西班牙是由發(fā)電廠提供輔助服務，通常是作為并網(wǎng)協(xié)議的一部分強制提供。
西班牙的計劃容量市場對儲能的支持也是不足的，但在英國、意大利和比利時等國家，該市場是另一個重要的收入來源。2021年的一項初步建議指出，計劃為新建項目提供五年的合同，比其他市場提供的10–15年的合同時間短很多。五年對鼓勵新建儲能項目可能太短，但可以幫助現(xiàn)有的燃氣電廠延長投運時間。如果西班牙的容量市場要在提升儲能方面發(fā)揮作用，政府則需要提供更長期限的合同。
西班牙決定為共址儲能提供補貼，這是培養(yǎng)對該技術興趣的必要手段。然而，這種方法未能解決電池部署不力的根本原因。在英國和意大利等國家，政策制定者一直專注于開發(fā)適合電池的市場和收入來源，并已證明這是一個推動儲能發(fā)展的成功策略，也是期望大多數(shù)國家在長期內(nèi)走上的道路。事實上，電池儲能的成本競爭力意味著，一旦政策制定者解除市場收入的限制，該市場就可以靠自己發(fā)展起來。由于整個歐洲在助力電池市場發(fā)展方面已積累豐富經(jīng)驗，西班牙可以考慮向其鄰國學習，而不是試圖為這個日益成熟的行業(yè)另辟蹊徑。
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