中国储能网讯：昨天我们探讨了工商业储能的客户成本穿透力——精准解析终端用户的能源账单结构，在峰谷价差与需量管理中建立独特价值锚点，这既是项目落地的技术壁垒，更是商业模式的护城河。正如欧洲市场反复验证的规律：储能不是单纯的成本中心，而是需要与用户负荷和电网服务生态深度耦合的价值放大器。

而当视角转向电网侧储能，行业似乎陷入某种悖论：当招标文件中「€/MW·年」的报价厮杀成为主旋律，我们是否正在忽略电力系统灵活性的本质需求？德国能源署（DENA）最新发布的《电网灵活性：储能的系统性整合》（Flexibilität im Stromnetz: Ganzheitliche Integration von Speichern）或许能带来启示：电网侧储能的真正战场藏在储能资产如何和电网运行的深度融合。

电网友好型储能的应用可能成为应对当前电力系统配电网络挑战的解决方案组成部分。拜仁电网运营商在恰姆县实施的案例示范了实现路径。然而要大规模开发这种灵活性选项，还需在储能管理方面制定相关规范和限制措施。

可再生能源的快速扩张与电气化进程加速带来的用电需求增长，正使电网基础设施面临严峻挑战。从长期来看，巴伐利亚的发电结构将主要由光伏发电构成。到2030年，拜仁电网运营区域的光伏装机容量计划从目前的约14GW（2024年数据）提升至28GW以上。发电设备导致的功率尖峰问题，尤其在高压和中压电网层面，正造成必要电网扩建需求与短期实施能力之间的缺口。虽然可再生能源的动态发展同步催生了灵活性资源的快速增长，但当前这些资源尚未实现电网友好型开发利用。

当前不仅分布式灵活性资源持续增加，大规模储能系统也在快速部署。截至2024年底，拜仁电网已收到超过25GW的储能接入申请。这种市场驱动的灵活性增长为电网运营商在电网运营和扩建方面扩展战略行动空间提供了机遇。目前该运营商主要通过再调度措施应对馈入受限导致的电网瓶颈。可再生能源的持续扩建导致电网管理规模和成本进一步增加。中期来看，拜仁电网运营区域将出现高达8GW的灵活性缺口，具体表现为发电与用电尖峰叠加时的电网容量不足。为有效整合这些发电能力并弥合灵活性缺口，必须立即建立电网友好型灵活性资源的发展框架。

配电网络挑战下的储能应用

在能源系统转型进程中，储能系统是至关重要的核心要素。但并非所有储能方案都能系统性地解决电网扩建需求和运营管理方面的主要挑战。关键在于从电网需求角度规划和定义储能系统的运营模式及相关框架条件。唯有通过标准化管理，配电系统运营商才能在规划和运营层面实现储能的优化利用。

储能系统通常采用三种运行模式实现收益：纯市场导向模式（套利交易）、提供系统服务（主要为调节能源）或二者的组合应用。这些市场化和系统化的运行逻辑主要依据电力交易所价差或调节能源市场价格形成，往往导致电网扩建需求增加——因电网运营商必须随时预留全额充放电容量，致使储能系统对电网产生实质性影响。要实现电网扩建需求的精准管控，储能系统须采取预防性运行策略避免网络拥塞。唯有通过电网友好型运行模式，储能的全部潜力才能被电网运营商有效调用。

电网中性运行模式的桥梁作用

介于上述两种模式的过渡形态是电网中性运行模式，该模式下储能在特定时段主动限制其并网容量（见图1运行模式对比及其电网影响示意图）。这些运行范式与传统套利交易或系统服务收益机制并不存在根本性矛盾。相反，通过电网中性模式的组合应用，可更快速、更经济地确定储能接入点。当前已观察到电力现货价格低位与光伏发电高峰的强相关性，表明市场导向型储能在特定时段会自发呈现电网中性特征。电网友好型模式更能同步降低电网扩建和运营成本。为提升两种新型模式的接受度并补偿潜在收益损失，建立相应激励机制具有显著优势。

Netzwirksam（有效电网利用）、Netzneutral（电网中立）和Netzdienlich（电网友好）

电网规划视角的储能部署要求

要使储能真正成为区域能源转型的有效解决方案，必须在电网关键节点部署储能系统，并在规定时段执行电网中性或电网友好型运行。只有通过运行模式的契约化约定，电网运营商才能获得网络规划确定性和运营安全保障。

电网中性储能：客户需求与电网负荷的黄金平衡点

电网中性储能可视为客户用电需求与高负荷电网之间的“黄金平衡点”。即便在已满载的电网区域，此类储能系统仍能高效接入电网。电网中性并网需遵循电网运营商规定的特定运行模式，例如：

光伏发电峰值时段禁止馈入电网

年度负荷高峰时段限制从电网取电

此类运行模式虽不会额外增加电网设计相关功率需求，但也无法主动缓解电网压力（对比电网友好型储能的主动调峰功能）。目前主要通过静态季节性运行区间实现电网中性储能管理，即规定储能设备在特定季节的允许运行范围。尽管静态运行区间是实用且有效的初步方案，但长期目标是根据电网预测需求和区域特性，建立动态适应性运行区间。调整后的运行区间可通过预先通知机制（如提前48小时）传达至储能运营商，但需同步完善技术规范与监管框架。

试点项目进展

首座电网中性储能试点项目位于下巴伐利亚罗塔尔-因县的罗斯巴赫变电站，计划于2026年中期投运，规模为40 MW/80 MWh。通过遵守预设的静态运行区间（如图2示例），可完全规避加剧电网阻塞的风险。该项目的并网协议在现有规范基础上，新增了电网中性运行模式相关的权利与义务条款。由于储能在馈电与取电方向均实现了并网容量的灵活调配，项目建设成本补贴得以显著降低。

电网友好型储能：通过电网友好型运行模式实现的解决方案组件

从电网技术与国民经济视角来看，在电网运营商指定的位置采用电网友好型储能运行模式具有特殊意义。与上文所述的电网中性运行模式不同，电网友好型运行模式以预防性消除网络瓶颈为前提。例如，必须通过在光伏发电峰值时段主动充电，或在用电负荷高峰时段通过储能放电来缓解电网压力。由此，储能可降低设计基准功率需求、减轻电网负担，并减少电网扩建需求。根据具体位置和网络拓扑结构，必须制定针对允许运行范围的个性化规定。通过储能运营商与电网运营商之间的双边协议，电网友好型运行模式可在电网规划中被考虑并在运营中应用。如此既能降低扩建需求，又能优化阻塞管理。根据2021年与能源经济研究所共同制定的定义，拜仁电网将"电网友好型"定义如下：

"电网友好型设施指单个或多个电气装置（发电设备、用电设备或储能系统），其运行有助于降低电网成本（包括减少网络阻塞、缩减电网扩建需求或优化电网运营）。这可通过电网运营商对设施的认知、规划或控制能力，和/或通过均衡电网负荷实现。为此需根据电网具体情况采取情境化运行策略。此外，不得在相同或其他电网层级引发额外扩建需求。总体而言，设施至少需达到电网中性标准（见上文）。"

相较于电网中性标准，电网友好型储能在运营中的限制条件显著更高（参见图3示例）。为设置必要激励并保障运营商经济可行性，运营商将获得服务报酬。立法机构通过《能源经济法》第11a条开放了储能设施招标机制，允许将相关成本纳入监管认可范围。其前提是：储能设施对于电网运营商高效履行"运营安全、可靠且高效能供电网络"的法定义务具有必要性。

试点项目实施

拜仁电网作为德国首家配电网运营商，目前正依据《能源经济法》第11a条通过试点项目采购电网友好型储能服务。该5MW/20MWh储能设施计划部署于恰姆（Cham）县武茨尔多夫镇。项目开发了确定"价格上限"的方法论，联邦网络管理局可据此认定该价格范围内的储能服务采购具有效率并予以监管认可。若招标过程中出现更高报价，传统电网扩建仍将作为更高效的解决方案。通过招标程序的市场效应，实际成本可能低于电网扩建费用。中标储能运营商须在约定期限内严格遵守预设运行区间。拜仁电网既不持有设施所有权，也不参与运营管理，除并网协议外还需签订服务合同。

运行框架与激励机制

类比电网中性储能的管理方式，电网友好型储能的运行区间初期采用静态季节性设定。为实现按需调用，必须协调必要的技术规范和监管框架（如前述）。预计更精准的按需调用机制将体现在服务报酬的定价中。

结论

电池储能和其他灵活性选项是未来能源系统的重要组成部分。它们可以显著促进可再生能源的整合和额外负荷的接入，并为未来能源系统的运行提供必要的技术灵活性。此外，在达到一定普及率后，它们还可以缓解电力市场价格的峰值。为了实现高效、成本优化和加速能源转型，储能不应仅从系统角度考虑和使用，还应减轻本地电网的负担，或至少不增加额外负担。为了确保这一点，电网运营商应制定运营规范和限制，以考虑具体的电网情况。

所提出的三个运行模式定义旨在建立一个共同的理解。这些术语不仅限于储能系统，还可以涵盖所有灵活的设备。在正在进行的试点项目中，巴伐利亚能源公司正与相关运营商共同研究其实际可行性。这样，储能设备可以且应当成为能源转型中的积极解决方案，不会显著增加电网扩建需求，从而总体上降低经济成本。