根据欧洲储能协会(EASE)统计，2022 年欧洲储能新增装机4.5GW，其中表前储能/户储分别为2/2.5GW;从表前储能装机区域来看，英国市场占比42%，是欧洲最大的大储市场，爱尔兰、德国、法国紧随其后，装机占比分别为16%、12%、11%。
欧洲大部分储能项目收入来自频率响应服务，随着未来调频市场逐渐饱和，欧洲储能项目将更多的转向电价套利和容量市场，目前英国、意大利、波兰、比利时等国已为储能建立容量市场机制，通过容量合同为储能收益托底。根据2022年意大利容量市场拍卖计划，预计2024 年将新增1.1GW/6.6GWh 电池储能系统，意大利将成为仅次于英国的第二大储能市场。
2020 年英国政府正式取消单个电池储能项目50MW 容量限制，大幅缩短大型储能项目审批周期，大型电池储能项目规划爆发式增长。目前已有20.2GW 项目在规划中获得批准(已并网4.9GW)，包括33 个100MW 或以上的站点，这些项目预计将在未来3-4 年内完成;已提交规划的项目有11GW，预计将在未来几个月内获批;处于申请前阶段的项目有28.1GW。
随着越来越多的可再生能源规划落地，可再生能源与储能共建项目也逐渐成为主流，2021 年3542MW 光伏备案项目中约有1725MW 是与储能电池共建，配储的光伏电站占比达到48.7%，2020 年该比例仅为30.5%。
英国大部分电池储能项目采取多种收益叠加的方式，包括辅助服务、容量市场和电力现货市场收入三大类。目前主要以频率响应服务为主，占项目收入的60%以上;容量市场由于可提供高达15 年的长期合同，受到开发商和融资机构的青睐，推动了英国储能备案规模的增长;目前英国现货交易收入占存量储能项目的比例较低，近几年随着波动性可再生能源装机的增长，电网价格波动逐渐加大，预计未来电价套利空间将扩大。
根据Modo Energy 统计，2020-2022 年英国储能项目各类收入叠加平均值分别为65、131、156 英镑/KW/年，2023年伴随着天然气价格回落，调频市场收入有所下降，我们假设未来储能项目年化收入维持在55-73 英镑/KW/年(未包含容量市场收入)，按照英国储能电站投资成本500 英镑/KW(折合640 美元/KW)测算，对应静态投资回收期为6.7-9.1年，假设容量市场收入为20 英镑/KW/年，则静态回收期可缩短至7 年以内。
根据欧洲储能协会预测，2023 年欧洲大储新增装机将达到3.7GW，同比增长95%，其中英国、意大利、法国、德国、爱尔兰、瑞典为装机主力市场，我们预计2024 年西班牙、德国、希腊等市场在政策支持下大储需求有望加速释放，推动2024 年欧洲新增装机达到5.3GW，同比增长41%。
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