然而，欧洲市场似乎并非在这高速发展之列。2018年，电网侧光伏+储能系统部署最多的三个市场分别为澳大利亚、韩国和美国，共计部署540MW容量。相比之下，整个欧洲市场仅新增6MW容量。
阻碍欧洲光伏+储能部署的因素是什么?未来会有明显改善吗?
政策往往是第一源动力。政府组织的拍卖会几乎是推动欧洲所有公共事业规模光伏项目的驱动因素，但目前并未对光伏+储能项目起到很好的激励作用。虽然欧洲仍将迎来2019年光伏增长大潮，但由于缺乏有效的激励政策，光伏+储能部署仍将非常有限。
欧洲区域政府组织的拍卖会要求根据欧盟碳排放目标进行风力和/或光伏项目建设，但并不重视可调度的光伏电力。光伏开发商非常清楚的一点是：在投标时增加储能部署，只会让他们无缘中标。
尽管一些欧洲光伏开发商打算部署储能以增加其项目盈利，但现阶段还是不会将两者结合起来。
相比之下，其它市场的做法就显得非常积极。去年，澳大利亚电网侧光伏+储能项目的发展，得益于政府雄心勃勃的可再生能源政策，大型光伏+储能项目将获得政府授予的经费补助。美国市场的发展得益于大量的电力采购协议，这使得公用事业规模的光储+储能系统能够与天然气厂竞争。韩国市场的发展也是受益于政府采购和电池补贴(由于韩国的激励措施逐渐减少，预计2019年光伏+储能部署将减少)。
上述三个市场的发展都是基于各自的市场特征进行的部署。韩国处于全球储能供应链的枢纽地位，国内液化天然气(LNG)的价格非常高。澳大利亚也是LNG进口大国，人口分布广泛且电网系统不稳定，提高电网韧性成为主要目标。而美国的电力系统也通常不如其他发达国家可靠。
具备这些特征的市场更有可能优先考虑光伏+储能的发展。
尽管挑战重重，但欧洲部分参与者可能在未来发现光伏+储能项目的价值。欧盟通过TERRE项目向欧洲小型企业开放平衡机制，实现实时系统平衡，市场也会更灵活。
我们开始看到小型开发商在欧洲开拓光伏+储能部署，尤其是在英国的零补贴项目的带动下。
此外，我们预计欧洲的部署将会增加，不仅是针对小型开发商，也包括大型公用事业规模的项目，因为越来越多的光伏项目无法获得补贴，直接签署购电协议或参与电力市场交易都能够成为这类的项目的收入来源。
将储能与光伏电站配对可通过实现电力调度和获得额外收入的模式来确保发电容量。将现场技术与虚拟发电厂相对应，通过共享现场基础设施提供进一步的经济效益。
