中国储能网讯：德国在2025年开工建设了多个大型电池储能系统，增强了利益相关者的信心。但一家储能系统运营商指出，德国储能市场在运营、并网协议以及收入多元化方面仍然存在重大挑战。

Green Flexibility公司在德国部署的电池储能系统

日前，Green Flexibility公司资产管理总监Leandra Boes接受了行业媒体的采访，她将于2月在伦敦举办的2026年储能峰会与多位行业专家一起发表演讲。Green Flexibility公司成立于2023年，其管理团队主要由来自德国电池和虚拟发电厂先驱Sonnen公司（现属壳牌所有）的成员构成。一年前，该公司为其计划在德国部署的电池储能项目组合筹集了4亿欧元。

在行业媒体的问答环节中，她对德国以及欧洲储能市场的主要趋势和挑战了进行了分析和探讨。她指出，德国储能市场在去年迈入了规模化部署新阶段，Eco-Stor公司和RWE公司以及电力开发商LEAG公司分别为其4GWh和1.6GWh储能项目选定了电池储能系统供应商。

Boes谈到了这些项目的重要性，以及围绕融资、技术、优化、并网等方面的发展趋势。

记者：您如何描述欧洲储能市场的现状，包括主要趋势、主要成就以及仍需克服的挑战？  

Boes：在主要趋势方面，“委托运营”已经成为欧洲储能市场的一个重要趋势，尤其是在储能行业相关利益者寻求资产价值最大化、确保确定的现金流以及管理风险的背景下。除了委托运营之外，欧洲储能市场也越发关注收益流的多元化，并将储能系统纳入更广泛的能源资产组合，这反映了储能市场的成熟和投资者信心的增强。

在主要成功与成就方面，近年来最显著的成就之一是欧洲各地大规模建设储能系统，这得益于公共和私人资本的重大投入。欧洲部署储能系统的规模和速度表明，储能系统作为未来能源基础设施关键组成部分的地位日益得到认可。此外，大规模储能项目的成功交付有助于建立最佳实践，通过规模效应降低了成本，也增强了投资者和相关方的信任。

在挑战方面，欧洲储能行业面临的一个关键问题是如何利用现有资产获取新的收入来源，这通常需要对储能技术进行改造或升级，以参与新兴市场和服务。这一过程可能涉及复杂的技术和监管问题，因为老旧资产可能需要调整以满足不断变化的市场要求或电网规范。

此外，获取并网资格仍是一大障碍，尤其是在市场竞争激烈、新进入者持续增加的情况下。电网容量的竞争日趋激烈，导致储能项目开发商面临漫长的审批流程和巨大的不确定性。

记者：德国储能市场面临的主要趋势、主要成功和成就，以及仍需克服的挑战？  

Boes：在主要趋势方面，当前塑造德国储能市场的最突出趋势之一是“委托运营”协议的日益普及，其形式不断多样化以满足不同储能项目类型和投资者需求。此外，创新商业模型的兴起，反映出储能行业在收益管理和风险方面，正在朝着更精细化的方向转型。

在主要成功与成就方面，德国市场在过去一年迎来重要里程碑，首批真正意义上的大型电池储能项目（尤其装机容量为100MW以上的储能项目）相继开通运营。这些大型储能项目的成功交付为德国储能行业积累了宝贵经验，推动了储能部署，也增强了投资者、开发商和监管机构的信心。此外，这些成就为进一步创新铺平了道路，使德国成为欧洲先进储能解决方案的领先市场。

在面临挑战方面，尽管取得了这些成功，德国储能市场仍面临若干挑战。其中最主要的是需要应对日益复杂的监管环境，尤其是电网运营商推出的灵活并网协议以及一系列新运营规则。这些新要求通常涉及对技术参数的调整，从而影响储能项目的优化和调度方式。

储能系统需要适应不断更新的电网规范，不仅需要对现有储能项目进行技术改造，还需要企业与监管机构、电网运营商开展更深入的沟通。因此，储能市场参与者必须保持灵活性，投资于市场、电网和监管方面的专业知识，以确保持续的合规性，以及保持市场竞争力。

记者：德国电池储能项目的融资模式正在如何演变？

Boes：德国电池市场正从单一项目融资模式转向组合融资模式，越来越多的储能项目采用股权与债务融资相结合的结构，将多个项目整合为资产组合进行融资。

记者：与此密切相关的是储能项目的盈利方式：市场化运营与委托运营/固定收益模式之间的平衡，正在发生什么样的变化？

Boes：委托运营协议已经成为德国当前储能市场的重要趋势，由于储能行业成熟度相对较低，这一模式也受到了媒体的广泛关注。

然而，大多数储能项目在达成最终投资决策时仍未获得委托运营或其他固定收益安排。尽管许多市场参与者正在积极探索固定收益结构，但只有少数项目最终交付。

固定协议的适用性在很大程度上取决于融资结构、股东构成和企业战略愿景等因素。对于具有前瞻性的电池储能项目所有者而言，现在存在建立市场标准的机遇：作为首批成功落地委托运营协议的企业，同时还能享受市场化运营带来的额外收益。

记者：电池储能项目的优化和调度方式正在发生哪些关键演变？

Boes：电网运营商施加的限制，如降低功率输出、放缓调节速率对储能项目的优化运营产生了显著影响。这些约束条件要求电网运营商制定更精细化的调度策略，在技术要求与商业目标之间实现平衡。

尽管保修条件仍然是关键考虑因素，但在储能项目过去一年的运营复杂性显著增加。由于大部分受电网约束的储能项目都是在近期或在未来一年内开通运营，这种由灵活并网协议带来的复杂性仍将持续存在。

记者：在当前德国交付的电池储能项目中，“整体交付”与“多合同分包”的占比情况如何？预计未来将会如何变化？

Boes：我们有意采取多合同分包方式，因为这使我们能够根据每个储能项目的具体要求和相应的电网条件，优化定制技术组件、供应商和合同结构。与此同时，整体交付模式正变得越来越重要，尤其是在以债务融资为主的环境中。展望未来，我们不认为会出现单一的主导模式，而是会根据储能项目和投资者的具体情况选择合适的交付方式。

记者：为应对核心市场挑战，电池储能的供应链与技术正发生怎样的演变？

Boes：集装箱式电池储能系统的设计容量正在不断提升，以满足德国各地对规模更大的储能项目日益增长的需求。其中，持续时间为4小时的储能项目正变得越来越有吸引力。此外，逆变器技术发展迅速，越来越多的产品具备了构网能力，目前仅有少数逆变器制造商能提供此类解决方案。

记者：用于管理和评估电池储能系统运营的软件将如何演变？

Boes：运营电池储能系统需要管理、存储和解读大量数据，涵盖电池温度等技术指标，以及特定交易时段的自动频率恢复储备（aFRR）报价等商业数据。其关键挑战不仅是实现这些信息的可获取性，更是通过明确的关键绩效指标（KPI）将其转化为可操作的决策依据。虽然软件解决方案可以简化和标准化定期报告，但更复杂的战略分析通常使用Python甚至Excel来完成。

记者：为充分释放储能系统在电网的潜力，储能行业与政府仍需解决哪些核心政策问题？

Boes：最大的挑战之一在于灵活并网协议的实施。尽管相关法律框架已存在，但不同配电系统运营商对其解释差异很大，导致德国800多家配电系统运营商各自采用自己的灵活并网协议标准，形成市场格局碎片化的局面。此外，推动电网运营商便捷接入储能项目的问题仍未解决，当前流程需要经历繁琐的招标流程。简化这些流程并协调配电系统运营商之间的柔性并网协议要求，将极大地提高储能并网的效率和效果。

记者：并网积压和审批延迟经常被视为储能项目面临的主要挑战。您认为目前正在采取哪些措施来缓解这一问题？如何评估这些措施的影响？

Boes：输电运营商（TSO）/配网运营商（DSO）探讨的措施包括：

（1）透明且具有约束力的申请流程：输电运营商与配网运营商正考虑制定统一的评估标准目录，并明确项目成熟度要求，以实现流程一致性，减少投机性申请。

（2）基于成熟度的电网接入申请优先级排序：储能项目将越来越多地根据明确的就绪标准（例如，获得土地、提交建筑许可申请）进行排序，确保优先推进成熟度高的储能项目。

（3）引入调控工具：储能行业正探索一系列机制，例如设置固定截止日期的申请阶段、适度的申请费用，以及并网成本的提前分期支付等，以管理需求并筛选出适合的储能项目。这些措施将显著加快储能项目开发进度。但其成功将取决于其推出速度，以及具体细则是否适配德国当前的并网现状。

记者：您认为长时储能系统会实现规模化部署吗？届时将采用创新的储能技术，还是仍以锂离子电池为主？

Boes：目前，德国储能市场还没有容量市场或其他支持机制，能够推动长时储能系统（LDES）的规模化部署。缺乏这些市场机制，长时储能系统难以实现大规模推广和应用。即便推出新的市场机制，锂离子电池储能系统仍可能占据主导地位。这主要是因为近年来锂离子电池成本大幅下降，加上该领域的快速创新和激烈竞争，这些因素共同使其成为目前商业吸引力最强、技术最成熟的解决方案。

记者：输电系统运营商在储能市场中的角色如何演变？

Boes：输电运营商正积极推动灵活并网协议统一标准的制定，同时也在开发专门适配电池储能系统等资产的新市场，使其能够提供传统化石燃料发电厂的服务。值得注意的是，部分输电运营商如今正直接投资部署电池储能系统，以保障电网稳定运营。

德国高度分散的配电系统运营商格局带来了持续的挑战，输电系统运营商也面临同样的问题，因为随着以往接入输电网络的传统发电厂逐步退役，越来越多的电力服务现在必须在配电系统中提供。