一键生成知识图谱6 分钟理解报告 · 全文 27 页 · 解读 1667 字 · 7 张图 · 16 个数据点
葡萄牙储能市场正处起步期，抽水蓄能独大、电池储能仅约20兆瓦，但新能源扩张已把弃电和晚峰缺口推到台前。2026年《国家能源储能战略》草案把2030年目标提到6.9吉瓦，独立储能、共址储能和系统服务三个口子同时打开。对中资企业来说，这既是南欧的窗口期，也是一道电网容量与欧盟合规的双重门槛。这份报告把机会、风险和落地打法拆开来讲，我从原文里梳理出几条对项目决策真正有用的线索。
核心判断
- 葡萄牙电池储能2025年底仅约20兆瓦，抽水蓄能却已达约3.6吉瓦，结构严重偏水电。
- 2026年储能战略草案把2030年目标提到6.9吉瓦，较气候计划5.9吉瓦抬升1吉瓦。
- 2024年弃电已达182吉瓦时，即便建成2吉瓦电池储能，2030年仍可能弃电4.6-5.0太瓦时。
- PRR专项9975万欧元要求新增至少500兆瓦电池储能，单项目最高支持3000万欧元。
- 欧盟CRMA、NZIA、FSR层层加码，中资项目面临供应链披露与补贴审查的合规门槛。
脱水解读
抽水蓄能撑大梁，电池储能刚起步
葡萄牙储能体系的结构性特征很鲜明：截至2025年底，抽水蓄能装机约3.6吉瓦，实际投运电池容量仅约20兆瓦。塔梅加水电综合体这类大型项目提供了小时到季节尺度的调度能力，是电力系统的结构性支撑。
但水电依赖带来的是短期灵活性和快速响应不足。抽水蓄能建设周期长，难以独立满足近中期的调节需求。随着光伏、风电装机扩张，午间弃电与晚间缺口的双重压力已经显现，电池储能因此被定位为必要补充，而不是可有可无的配角。
新能源扩张把弃电问题推到台前
2025年葡萄牙可再生能源装机从2019年的约14吉瓦增至约22吉瓦，发电量约37太瓦时，占全国用电量68%，创历史新高。光伏集中出力与晚间高峰的时段错配日益突出，2024年弃电量已达182吉瓦时。
安永的分析更直接：即使实现2030年2吉瓦电池储能目标，葡萄牙仍可能产生约4.6-5.0太瓦时风光弃电，另有12.3-12.7太瓦时电力需求需靠进口或额外燃气补充，其中约80%集中在夜间。这意味着储能的真实缺口远大于气候计划中的装机数字，短时调峰、频率调节和快速响应的需求正在持续上升。
战略目标抬升，财政真金白银落地
2026年8月公布的《国家能源储能战略》草案提出2030年储能装机达6.9吉瓦，较《国家能源与气候计划》的5.9吉瓦目标高出1吉瓦，并进一步提出2040年9.76吉瓦的中长期目标。草案还明确从收益机制、监管框架、并网简化和技术创新四方面完善政策体系。
财政端同步落地。2024年葡萄牙通过PRR设立9975万欧元电网灵活性和储能专项，要求新增至少500兆瓦电池储能，单项目最高支持3000万欧元。截至2025年4月，已有31个项目签约，储能容量约561.6兆瓦，已超专项最低容量目标。政策还开始强调地方利益分享，拟将部分拍卖及运营收益分配给项目所在地市镇，并按每兆伏安1.35万欧元提供一次性补偿。
并网规则松动，收益机制仍在补课
许可和并网机制在持续优化。葡萄牙允许符合条件的新能源项目利用既有并网点增配储能，2025年ERSE建立受限接入机制，允许储能在电网容量受限时以可限制注入功率的方式接入公共电网，提高存量容量利用率。
市场收益方面，储能可通过电能市场价差交易，并参与调频、备用和平衡等系统服务。2026年6月政府启动容量机制建设，拟通过竞争性容量采购给予容量补偿；PPA和双向差价合约制度也在完善，后者已纳入电力市场法律框架。
，监管对电网安全的重视明显提升。
项目从示范走向百兆瓦级
市场主体正在加快入局。2025年初高普能源在阿尔库廷投运首座5兆瓦/20兆瓦时大型电池储能项目，同年7月新增四套系统，总规模提升至60.5兆瓦/120.4兆瓦时。葡萄牙电力公司推进的卡雷加杜项目规划180兆瓦/360兆瓦时，属于欧洲规模较大的电池储能项目之一。
法国阿库奥、西班牙伊维尔德罗拉等国际开发商也已布局大型项目。葡萄牙储能产业正由分散的小规模项目开发向规模化建设转变，并逐步向电池制造、系统集成、工程建设和项目运营等上下游环节延伸。这个演变过程，正是中资企业寻找切入点的窗口。
三个细分市场，机会与短板并存
报告把市场空间归到三个领域。独立储能：截至2025年底投运仅约20兆瓦，战略草案拟将2030年电池储能目标提至3吉瓦、2040年达4.5吉瓦，政府还启动750兆伏安并网容量拍卖。共址储能：PRR支持约500兆瓦项目，近期推出300兆伏安共址拍卖，并允许现有电站在原接入点加装最高约20%容量的储能。系统服务：2025年4月伊比利亚半岛大停电凸显动态稳定性和快速响应短板，PICASSO平台接入和容量机制制定有望让系统服务成为重要收益来源。
但短板同样明确。IEA 2026年评估指出葡萄牙输配电网扩容速度未跟上需求，部分已分配容量被未建成项目长期占用；OECD 2026年指出住房投资长期不足、交通依赖汽车，抬升员工住宿、通勤和物流成本。电网容量和接网能力不足，是储能项目落地的首要制约因素。
欧盟监管加码，合规要前置
欧盟层面的规则正在收紧。CRMA要求到2030年战略原材料任一加工阶段对单一第三国依赖原则上不超过65%，锂等电池关键原材料均在覆盖范围内；NZIA在公共采购和可再生能源拍卖中引入韧性、可持续性和网络安全等非价格标准。FSR已对达到一定规模的并购和公共采购建立强制申报机制，提案阶段的IAA拟进一步强化本地就业、欧盟采购和技术合作要求。
对中资企业而言，若电芯、锂等关键材料仍较多依赖中国进口，项目在参与欧盟资金支持、公共采购或新能源支持机制时，可能面临更高的供应链多元化和来源披露要求。储能直接接入输配电网并承担调频、备用和系统稳定功能，战略属性持续上升，未来审查强度存在提高的可能。报告建议企业从项目设计阶段即开展合规规划，提前优化股权架构、规范资金来源并留存举证材料。
图说解读
抽蓄与电池储能的体量落差
截至2025年底，葡萄牙抽水蓄能装机约3.6吉瓦，而实际投运电池容量仅约20兆瓦，两者相差约180倍。这一结构由葡萄牙丰富的水力资源和长期水电开发基础决定，塔梅加等大型水电综合体提供了可观的长期储能容量。
但水电主导意味着短期灵活性和快速响应能力不足。抽水蓄能建设周期长，难以独立满足近中期调节需求，电池储能因此被报告定位为必要补充。体量落差本身就是市场空间，也是中资企业判断切入时机的起点。
碳通通可再生能源装机六年增长轨迹
2019年葡萄牙可再生能源装机约14吉瓦，到2025年增至约22吉瓦，六年间增长约8吉瓦，其中太阳能光伏增长最为显著。同期可再生能源发电量升至约37太瓦时，占全国用电量68%，创历史新高。
装机扩张直接推高了系统调节需求。光伏集中出力与晚间用电高峰的时段错配，使弃电和晚峰缺口同时放大，储能由此从配套选项变成系统刚需。可再生能源占比越高，储能的系统价值就越不可替代。
碳通通储能战略目标的两次抬升
2026年8月公布的《国家能源储能战略》草案把2030年储能装机目标定在6.9吉瓦，较《国家能源与气候计划》的5.9吉瓦高出1吉瓦，并进一步提出2040年9.76吉瓦的中长期目标。
目标抬升的背后是弃电压力的现实倒逼。安永分析显示，即便建成2吉瓦电池储能，2030年仍可能弃电4.6-5.0太瓦时。战略草案同时明确从收益机制、监管框架、并网简化和技术创新四方面完善政策体系，目标数字与制度配套正在同步推进。
碳通通PRR专项的签约进展
2024年葡萄牙通过PRR设立9975万欧元电网灵活性和储能专项，要求新增至少500兆瓦电池储能，单项目最高支持3000万欧元。截至2025年4月，已有31个项目完成签约，储能容量约561.6兆瓦，已超过专项最低容量目标。
签约进度说明财政工具的撬动效应已经显现。政策还开始强调地方利益分享，拟将部分拍卖及项目运营收益分配给项目所在地市镇，并按每兆伏安1.35万欧元提供一次性补偿。财政支持加上地方利益绑定，是当前共址储能落地较快的制度基础。
碳通通三个细分市场的进入逻辑
报告把市场空间归到三个领域，各自的政策成熟度不同。独立储能体量最小但目标最大，战略草案拟将2030年电池储能目标提至3吉瓦、2040年达4.5吉瓦，政府已启动750兆伏安并网容量拍卖。
共址储能是当前政策支持较明确、落地较快的模式，PRR支持约500兆瓦项目，近期推出300兆伏安共址拍卖，并允许现有电站在原接入点加装最高约20%容量的储能。系统服务则受益于高比例可再生能源并网，2025年4月伊比利亚半岛大停电进一步凸显动态稳定性和快速响应短板，PICASSO平台接入和容量机制制定有望让系统服务成为重要收益来源。
碳通通欧盟合规的三重门槛
欧盟层面的规则正在从三个方向收紧。CRMA要求到2030年战略原材料任一加工阶段对单一第三国依赖原则上不超过65%，锂等电池关键原材料均在覆盖范围内；NZIA在公共采购和可再生能源拍卖中引入韧性、可持续性和网络安全等非价格标准；FSR已对达到一定规模的并购和公共采购建立强制申报机制。
对中资企业而言，若电芯、锂等关键材料仍较多依赖中国进口，项目在参与欧盟资金支持、公共采购或新能源支持机制时，可能面临更高的供应链多元化和来源披露要求。提案阶段的IAA还拟进一步强化本地就业、欧盟采购和技术合作要求。合规不再是项目后期的手续，而是项目设计阶段就要算进去的成本。
碳通通落地建议的四步打法
报告给出的落地建议是四步递进。第一步，把电网容量和并网条件作为选址重要考量，重点核查变电站剩余容量、并网排队、扩容规划、接入距离及增容改造成本，同步评估港口、公路、供水供电和员工住宿等配套。
第二步，重点判断项目未来现金流是否具有稳定来源，对配套风光项目评估消纳提升和共享并网降本效果，对独立储能重点测算调频、备用和平衡市场收益，并对电价波动、利用小时数、辅助服务价格和容量补偿做多情景测算。第三步，与中央政府、地方政府、监管机构、电网运营商建立常态化沟通，大型项目可在投资协议中设置分阶段里程碑。第四步，从项目设计阶段即开展合规规划，提高本地采购和用工比例，前置合规自查与风险梳理。
碳通通数据解读
| 指标 | 数值 | 单位 | 出处 |
|---|---|---|---|
| 抽水蓄能装机（2025年底） | 3.6 | 吉瓦 | 一（一） |
| 电池储能投运容量（2025年底） | 20 | 兆瓦 | 一（一） |
| 可再生能源装机（2019年） | 14 | 吉瓦 | 一（二） |
| 可再生能源装机（2025年） | 22 | 吉瓦 | 一（二） |
| 可再生能源发电量占比（2025年） | 68 | % | 一（二） |
| 弃电量（2024年） | 182 | 吉瓦时 | 一（二） |
| 储能装机目标（2030年，战略草案） | 6.9 | 吉瓦 | 一（三） |
| 储能装机目标（2040年，战略草案） | 9.76 | 吉瓦 | 一（三） |
这组数据勾勒出葡萄牙储能的供需落差。抽水蓄能3.6吉瓦对电池储能20兆瓦，说明电池储能几乎从零起步；可再生能源装机六年增长8吉瓦、发电占比达68%，则说明调节需求正在快速累积。 2024年弃电182吉瓦时是一个中间信号，安永测算的2030年仍有4.6-5.0太瓦时弃电则表明，即使完成2吉瓦电池储能目标，系统缺口依然存在。战略草案把2030年目标抬到6.9吉瓦、2040年抬到9.76吉瓦，正是对这一缺口的回应。
| 指标 | 数值 | 单位 | 出处 |
|---|---|---|---|
| PRR储能专项金额 | 9975 | 万欧元 | 一（三） |
| 专项要求新增电池储能下限 | 500 | 兆瓦 | 一（三） |
| 单项目最高支持金额 | 3000 | 万欧元 | 一（三） |
| 已签约项目数（截至2025年4月） | 31 | 个 | 一（三） |
| 已签约储能容量（截至2025年4月） | 561.6 | 兆瓦 | 一（三） |
| 地方一次性补偿标准 | 1.35 | 万欧元/兆伏安 | 一（三） |
| 独立储能并网容量拍卖 | 750 | 兆伏安 | 二（一） |
| 共址储能并网容量拍卖 | 300 | 兆伏安 | 二（一） |
PRR专项是葡萄牙储能财政支持的旗舰工具：9975万欧元总盘子，要求至少500兆瓦新增电池储能，单项目最高3000万欧元。截至2025年4月，31个项目签约、容量561.6兆瓦，已超过最低目标，说明资金撬动效应兑现较快。 并网拍卖则是另一条入口。独立储能750兆伏安、共址储能300兆伏安的容量分配，解决的是项目并网资格问题，并不附带电价保障或容量报酬。企业需要区分“拿到并网资格”和“锁定长期收益”是两件事，在容量机制正式落地前，项目收入仍主要依赖市场价差和辅助服务。
附件资料
同济大学德国与欧洲研究院：2026葡萄牙储能——中资出海的欧洲窗口期与落地路径研究报告-261026.pdf
pdf 文件 · 761.4 KB
附件来自原发布机构；如涉版权，请联系我们，我们将立即下架。
本页解读由 AI 依据报告原文辅助生成，经碳通通作者编辑整理，旨在帮助读者快速把握文件要点，不代表原文件发布方的观点。受节选范围与理解差异所限，解读与图表可能与原文表述存在出入，也可能存在疏漏或不够准确之处，请以报告原文为准。如需核对，请查阅报告原文。附件资料均来自原发布机构或公开渠道，版权归原作者及发布机构所有，本页仅提供学习查阅便利；如涉及版权问题，请联系管理员下架。
