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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：起步晚但蓄势待发

塞尔维亚储能市场目前处于起步向规模化过渡的关键期。截至2025年底，该国并网公用事业级储能容量尚不足50MW，仅有少量工业级项目在运行，落后于保加利亚、希腊和罗马尼亚等东南欧邻国。但市场已出现明确的启动信号：目前已有11家公司正在向输电系统运营商EMS申请并网许可，计划投建的储能设施总容量高达2,021MW/5,899MWh。

从装机增速看，塞尔维亚电网级储能进口量在2023-2024年间增长了9.28%，年复合增长率约5.27%。行业预测，该国将在2026年前新增100-200MW储能，随后进入更大规模部署阶段。

塞尔维亚储能市场具有鲜明的结构性驱动特征。其电力结构中煤电占比仍超65%，而风光仅占约15%，电网波动问题突出。2022年因负荷高峰多次断电，凸显了调峰储能的紧迫性。随着到2030年将可再生能源发电占比提升至45.2%，储能已成为确保电网稳定不可或缺的环节。

短期突破口在于工商业储能。当地政策允许工商业用户参与电力现货市场交易，随着峰谷价差扩大，工商业储能的经济性已开始凸显，需求激增。中国量道储能在斯梅代雷沃工业区的0.5MW/1MWh光伏配储项目，采用“交钥匙”模式，预计2026年初投运，正是这一趋势的缩影。

二、未来空间：从后发劣势到后发优势

塞尔维亚储能市场未来空间广阔，核心逻辑在于可再生能源装机倒逼储能配套：

1. 刚性的可再生能源目标驱动。 塞尔维亚已制定INECP目标，到2030年可再生能源发电占比达45.2%，较1990年水平减少温室气体40.3%。煤电装机目前约4GW，未来将逐步退出，这一巨大缺口需要由可再生能源加储能填补。到2026年底，塞尔维亚计划新增1,600MW风光并网容量，政府已明确表态“需要先进的储能解决方案”。在建与规划中的可再生能源项目总规模已超4GW。

2. 东南欧区域市场的带动效应。 到2030年，东南欧12国预计将部署9GW储能，到2050年进一步增至25GW。塞尔维亚作为该区域的重要节点，将受益于区域统一电力市场和辅助服务市场的建设。

3. 后发优势显著。 塞尔维亚虽起步晚于部分邻国，但可吸收周边成熟市场经验，以比早期市场参与者低得多的成本实现大规模部署，系统设计更具战略前瞻性而非试错性。在最优政策环境下，塞尔维亚有望在2040年前建成以可再生能源和储能为双支柱的稳定电力系统。

4. 国际能源署（IEA）数据显示，塞尔维亚储能市场容量预计从2021年的50MW增至2030年的500MW，年复合增长率达25%，主要受欧盟绿色协议压力推动。

三、储能政策：从缺位到体系化构建

塞尔维亚政府通过激励性政策加速储能部署，核心是欧盟候选国身份下的绿色转型目标。其储能政策体系正在快速完善，形成法规修订、专项监管、市场机制、财税激励四维架构：

1. 能源法修订奠定法律基础。 塞尔维亚能源法修订案（2022）规定，到2030年可再生能源占比需达40%，并设立储能补贴基金。2024年11月通过的《能源法修正案》于12月6日生效，首次引入 “储能许可证”制度，明确了储能在能源体系中的独立地位；新增 “活跃用户”身份，允许用户发电、储存或自主销售电力并参与灵活性市场；取消核电建设禁令，引入动态电价合约和碳边境调节机制适配条款，全面对标欧盟第三能源法案。外国实体自2028年12月31日起可申请供电许可证。

2. 储能专项法规正在起草。 据UniCredit Bank Serbia储能信贷负责人透露，塞尔维亚储能专项监管条例预计2025年底前完成起草，这将使可再生能源法规体系更趋完整。

3. 辅助服务市场加速构建。 输电系统运营商EMS正在准备辅助服务拍卖，首年将拍卖70%所需备用容量，后续将转向日度拍卖平衡容量。

4. 财税与金融激励逐步落地。 政府正考虑在下一轮可再生能源拍卖中引入储能项目参与，并建议为小型项目提供补贴，以帮助其获得长期购电协议。在国际层面，EBRD等机构已为多个项目提供融资支持，发挥了重要的催化剂作用。

四、关键制约：五大核心瓶颈

1. 电网基础设施薄弱，是最大制约因素。 当前电网消纳能力有限，若储能部署速度跟不上可再生能源扩张，限电将成为结构性常态，可再生能源发电商需支付更高的不平衡费用。

2. 储能专项法规尚未完全落地。 辅助服务市场的准入规则和价格形成机制尚不明确，储能运营商尚无法全面参与调频、备用等市场化服务。有观点警告，唯一可能损害储能投资回报的情境，正是市场结构拒绝储能公平参与。

3. 融资渠道有限，高初始投资门槛。200MW/400MWh的储能项目需投资7,200万至1.36亿欧元，200MW/600MWh（4小时配置）成本在1.05-2亿欧元区间。且大型储能项目财务挑战大，回报边际较低。

4. 电力系统惯量缺失，平衡难度加大。 随着火电机组退役而风光装机增加，系统惯性下降，缺乏灵活性与辅助服务资源。电价波动加剧（低谷时段20-40欧元/MWh，高峰150-300欧元/MWh），给系统平衡带来挑战。

5. 本地产业链与人才储备不足。 核心设备依赖进口，本地运营维护经验欠缺，熟练技术人才短缺。政府正通过引入中国能源国际集团等外部合作方引进先进技术。

五、商业模式：多元路径逐渐成型

1. 光储一体化（主流模式）。 典型代表是Fortis Energy的Sremska Mitrovica项目（270MWp光伏+72MWh储能）。该模式已获EBRD融资，被业界视为 “可融资性示范项目” ，证明大规模光储一体项目可满足国际环境与社会可持续标准。

2. 独立电网级储能（新兴模式）。GridFlex规划在Leskovac建设125MWh独立储能，投资约1,700万欧元，计划2027年初投运。这是塞尔维亚首批独立电池储能项目之一，标志着储能作为独立资产类别的商业模式逐步成熟。

3. 工商业分布式储能。 自发自用+储能调峰模式当前最易落地。量道储能0.5MW/1MWh项目为工商业储能提供了样板。收益来源包括峰谷套利（差价持续扩大）、备用电源需求和参与需求响应。

4. 离网微电网。 偏远矿区等场景的“光伏+储能+柴油”微电网解决方案已有落地先例，适用于无电网覆盖或电网不稳定地区。

5. 抽水蓄能补充。 国家电力公司EPS正在推进Bistrica抽水蓄能项目和Đerdap 3可行性研究，同时对现有Bajina Bašta抽水蓄能电站进行改造。

收益来源多元化趋势明显： 典型储能资产仅靠套利年毛收益可达6-12万欧元/MW，若参与一次/二次/三次备用服务，年综合收益可提升至10-22万欧元/MW。

六、投资壁垒：五重风险考量

1. 法规政策落地风险。 辅助服务市场规则仍在制定中，储能参与拍卖的具体条款未最终明确，投资决策面临一定不确定性。但塞尔维亚在2014年能源法中已引入可融资的购电协议框架，近年来获得了投资者积极反馈。

2. 购电方信用与支付风险。 国家电力公司EPS及输电系统运营商EMS的信用状况是投资核心关切之一。不过世界银行、EBRD等国际金融机构为项目提供信用增级和风险缓解机制，有效降低了此风险。

3. 汇率与政治风险。 第纳尔汇率波动可能影响以外币计价的项目收益。塞尔维亚正积极推进欧盟一体化进程，但地缘政治环境仍需关注。

4. 技术路线竞争风险。 当前磷酸铁锂（LFP）占主导，但未来钠离子、全钒液流等新兴技术的成本竞争力可能影响现有投资的长期回报。ElevenEs在塞尔维亚建设的1GWh LFP电芯工厂显示本地化制造正在起步。

5. 项目执行风险。 土地征用、环保审批等环节可能造成项目延期。不过能源法修正案已放宽部分许可豁免条件，尤其是对PPP项目和战略可再生能源合作项目。

七、竞争形势：多方力量同台竞技

塞尔维亚储能市场呈现 “国际开发商领跑、多边机构加持、中国力量入局、本地制造萌发” 的多元竞争格局：

1. 国际开发商——土耳其Fortis Energy是绝对领跑者。 Fortis是塞尔维亚储能市场的最大玩家，拥有超2.5GW可再生能源项目储备，目标到2027年实现1.2GW装机。其Sremska Mitrovica项目获EBRD融资支持，计划2026年Q3开工、2028年Q1投运，是塞尔维亚储能市场的标志性项目。

2. 多边金融机构——EBRD是核心融资引擎。 EBRD在塞尔维亚储能发展中扮演着催化剂角色，不仅为Fortis项目提供长期融资尽职调查，也为其他项目提供结构化融资支持。

3. 中国企业——从EPC到投资延伸。 中国企业以多元化路径参与：

· 量道储能：工商业储能先行者，0.5MW/1MWh项目预计2026年初投运，采用“交钥匙”模式；

· 中国能源国际集团：2024年与塞尔维亚政府签署战略合作备忘录，重点聚焦储能基础设施投资与技术引进；

· 上海风领新能源：与紫金矿业合作20亿欧元绿氢及发电项目。

4. 本地新兴企业——ElevenEs构建本地制造能力。 ElevenEs在Subotica建设年产能1GWh的LFP电芯工厂，已获得卡特彼勒风投B轮融资领投，是欧洲首家LFP生产工厂。这标志着塞尔维亚开始具备电芯级生产能力。

5. 其他国际开发商。GridFlex（土耳其背景）规划125MWh独立储能，另有9家企业正在申请并网许可。

八、项目进展：从规划到建设的关键跃升

综合来看，塞尔维亚正从零散示范迈入系统性、规模化储能部署的新阶段。

九、主流储能技术现状与应用案例

电池储能主导市场，但抽水蓄能和氢能正崛起，技术成熟度影响投资回报。

塞尔维亚国家研究院2023年调研指出，锂离子电池占装机量的70%，成本已降至$150/kWh；案例包括贝尔格莱德地铁系统采用特斯拉Megapack，削减能源成本18%，以及苏博蒂察工业园部署的宁德时代储能单元，提升生产效率25%。抽水蓄能潜力巨大，如德里纳河项目（规划100MW）利用现有水坝，获世界银行资金支持。氢能示范项目如诺维萨德加氢站，使用电解槽存储过剩风电，减少弃风率10%。这些案例显示技术多元，但需本地化适配。

十、应对策略

1. 把握“工商业储能先行”的时间窗口

当前塞尔维亚储能市场最成熟的细分赛道是工商业储能。中国企业应：

· 依托塞尔维亚作为中国在中东欧首个自贸伙伴的优势，积极输出成熟的工商业储能解决方案，从光伏配储、工业区微电网等场景切入。

· 采用“交钥匙”总包模式提供一站式服务，以降低客户技术门槛、加快落地速度，快速建立品牌信任度和市场口碑。

2. 借力多边金融机构的融资杠杆

EBRD等国际金融机构在塞尔维亚储能发展中发挥着关键的信用增级和风险缓解作用。建议：

· 优先参与有EBRD、世界银行等机构参与融资的项目，利用其信用背书降低融资成本和交易对手风险。

· 探索与EBRD的项目联合融资，同时关注欧盟“绿色议程”框架下的资金支持机会。

3. 深化政府与企业合作，以技术换市场

塞尔维亚政府明确希望引进先进储能技术并促进本地产业发展。建议：

· 参考中国能源国际集团的MOU模式，与塞尔维亚能源部或国家电力公司EPS签署战略合作协议，在技术输出、本地化制造、人才培养等多维度深度绑定。

· 通过设立合资组装厂等方式降低物流和关税成本，同时满足政府本地化诉求。

4. 关注辅助服务市场开放的节奏，提前卡位

EMS正在筹备辅助服务拍卖，储能参与调频、备用等市场化服务将成为未来主要收益来源。

建议：

· 密切关注辅助服务市场规则的出台进程，提前完成项目技术方案设计，确保规则出台后能够第一时间参与竞标。

· 在项目设计中预留参与多种服务模式的技术接口（如快速响应、多时间段调度等），以最大化收益组合。

5. 双管齐下：光储一体化与独立储能并行

· 光储一体化：与风光电站开发商（如Fortis）合作，提供储能系统集成与EPC服务，利用可再生能源强制配储政策获取稳定项目来源。

· 独立储能：关注EMS并网许可审批进展，在电网关键节点布局独立储能项目，捕捉区域电价套利和辅助服务双重收益。

6. 投资本地制造与产业链布局

ElevenEs的1GWh LFP工厂表明塞尔维亚具备成为欧洲储能制造基地的潜力。建议：

· 中国储能系统集成商可与ElevenEs等本地电芯厂商建立供应链合作，形成“中国技术+本地制造+欧洲市场”的协同优势。

· 关注塞尔维亚政府提供的绿色投资激励政策，争取税收优惠和补贴。

结语：

塞尔维亚储能市场正处于 “起步虽晚、但后发优势明显、政策框架逐步完善、项目储备充足、投资回报可期” 的关键转折期。对于中国企业而言，塞尔维亚不仅是中国在中东欧的首个自贸伙伴，更是进入欧洲储能市场的战略桥头堡。建议以工商业储能为切入点，借力多边金融机构，深化政府合作，提前布局辅助服务市场，在塞尔维亚从“欧洲储能后进者”向“区域储能枢纽”的跃迁中占据有利位置。

（本报告根据公开资料和储能院研究整理）

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