目前，欧盟正经历一场前所未有的能源转型。在俄乌冲突引发的能源安全危机和碳中和目标的双重推动下，欧盟电力市场正在发生深刻变革：据欧盟统计局数据显示，欧盟2024年可再生能源发电量占比达47.4%。此外，据国际能源署（IEA）预测，到2030年，欧洲风电和光伏装机将翻番至1200GW，但随之而来的电网平衡压力也日益凸显。
为应对这一挑战，欧盟推出了一系列重磅政策：电力市场改革允许最小100KW分布式资源参与交易。与此同时，英国通过P415法规创新性设立虚拟交易方（VTP）角色，大量释放BTM灵活性市场。传统"单向供电"模式正在改变，欧盟《灵活性框架指南》明确要求配电运营商分阶段转型为"智能电网中枢"，首批试点需在2027年前完成直接调度分布式能源的能力建设。
总之，这场由政策、技术和市场驱动的变革，正在重塑欧洲储能格局。
以前电网的逻辑很简单：大电厂发电，大家用电；可现在，屋顶光伏、电动车、热泵这些分布式设备越来越多，电网变得越来越复杂。
为了不让系统崩溃，于是欧洲各国开始出台一系列新政策：
欧盟要求电网公司主动采购“灵活性服务”，让储能和需求响应走向市场；公共充电桩必须支持智能控制；英国则推出了新角色——虚拟交易方（VTP），让储能可以直接进批发市场赚钱。
简言之，储能不再是花钱的成本，而是能赚钱的“市场资产”。
近年来，欧洲各国纷纷出台了一系列支持储能发展的政策。这些政策强调了灵活性和可再生能源的整合，推动了储能技术的创新与应用。欧盟的绿色协议和气候目标为储能市场提供了强有力的政策支持，鼓励投资于新技术和基础设施。具体来说，欧盟委员会的电力市场设计改革引入了调峰产品，并降低了批发市场的投标规模，使小型电力公司能够参与，进一步激励了需求侧资源的开发。
单一应用场景很难支撑储能的投资回报，欧洲市场逐渐形成“价值叠加”（Value Stacking）的商业逻辑：
在用户侧：帮工厂削峰填谷，帮家庭避开电价高峰，还能把白天的太阳能存起来晚上用。
在电网侧：帮忙调频、做备用，甚至延迟电网投资。
在市场层面：通过虚拟电厂，把零散的电池打包进交易市场，赚取电价波动的套利。
欧洲市场对互操作性的要求越来越高，几大关键协议正在被广泛采用：
OpenADR 3.0：让储能、热泵、电动汽车等设备更高效地响应价格与容量信号。
OCPP 2.0.1：为充电桩与电网互动提供更高精度和更安全的通信能力，支持 V2G（车网互动）。
EEBUS & SG-ready：推动家庭能源设备与电网的深度互联，尤其在德国市场成为强制标准。
这些协议的普及，意味着分布式储能与电网的交互将更加智能和自动化。
在欧洲，储能与虚拟电厂的赛道吸引了大量创业公司与资本投入：
英国的 Octopus Energy 通过 Kraken 平台聚合了上千万终端用户；德国的 1KOMMA5°、Enpal 等企业借助家庭光伏+储能+热泵的组合模式快速成长；瑞典的 Tibber、Fever Energy 则走软件优先的路线，强调以算法和应用驱动能源优化。
未来几年，既懂硬件制造、又能提供平台化服务的企业，将更具竞争力。
规模化：预计到 2029 年，欧洲储能总容量将达到 400GWh，是当前的 6 倍。
数字化：SaaS 平台与 AI 调度将成为储能系统的“标配”，数据安全与合规也会成为门槛。
去中心化：从集中式电厂到千家万户的分布式储能，虚拟电厂是实现这一转变的关键。
