中国储能网讯：日前，电池储能开发商BW ESS公司高级商务经理 Nikhil Koppaka在接受行业媒体采访时，对德国电网规模储能市场面临的重大机遇与挑战进行了分析和探讨。

BW ESS公司高管Nikhil Koppaka与项目相关方出席奠基仪式

今年6月，BW ESS 公司宣布在德国启动一个 1GW/5.7GWh 电池储能项目早期建设工作，这是该公司在德国部署的首个电池储能项目，也是欧洲规模最大的电池储能项目之一。行业媒体在7月曾与 BW ESS公司执行董事 Roberto Jimenez 就该项目进展进行过深入交流。德国是继英国、瑞典和澳大利亚之后，BW ESS公司第四个拥有在建或在运电池储能项目的国家。  

在此次访谈中，电网费用及2029年8月豁免政策是重点话题——今年5月相关细则的明确，使得 BW ESS 公司得以推进其在德国市场规划。这些议题仍是业内热议焦点，无论是本次问答还是与其他峰会嘉宾的交流中，均涉及灵活性并网协议、容量机制收费、系统服务费及并网排队等问题。  

当前挑战在于确保并网与监管清晰度能够跟上市场发展的步伐

记者：您如何评价当前德国储能市场的整体状况？有哪些关键趋势、主要成就和仍待解决的挑战？

Koppaka：我们认为德国是欧洲最具吸引力的电池储能市场之一。可再生能源发电设施规模的强劲增长、价格波动性加剧以及日内交易充足，共同为部署大规模电池储能系统创造了坚实的商业基础。  

一个显著趋势是，电池储能行业正从早期开发阶段迈向真正的落地交付。大型电池储能项目正从概念和许可审批阶段，进入投资决策、施工建设和并网投运。最近，BW ESS公司在萨克森-安哈尔特州动工建设的1,000MW/5,700MWh Klostermansfeld电池储能项目正是这一转变的典型例证。  

这对德国储能市场而言是一项重大成就。它表明投资者兴趣浓厚，大规模储能系统在德国具备可行性，并且电池储能系统正被广泛认可为整合可再生能源、提升电力系统灵活性和保障供电安全的关键基础设施。  

当前主要挑战在于，确保并网和监管政策能够跟上市场发展的节奏。具体而言，电网费用、灵活性并网协议、电网扩建分摊费用（BKZ）、电力系统服务费及并网排队管理等方面，仍需进一步明确。解决这些问题对于维持投资者信心、助力德国释放其作为欧洲领先储能市场的全部潜力至关重要。  

记者：对于2029年8月4日之后投运的电池储能系统，电网费用/网络收费是否有更清晰的界定？

Koppaka：BW ESS公司欢迎相关提案的方向，认为这些提案回应了电池储能行业在咨询过程中提出的多项核心关切。  

我们认为，拟议框架对截止日期后投运的电池储能项目采用基于电量的电网费用，辅以合理的容量费是一种平衡的折中方案，为投资者提供了所需的明确性。  

不过仍存在一定不确定性，尤其是未来动态电网费的设计——这些费用预计将通过后续单独裁定来制定。  

总体而言，我们认为该草案框架是建设性且平衡的一步，为电池储能行业提供了更大的清晰度，并支持德国大规模电池储能系统的开发。我们敦促德国联邦网络局（Bundesnetzagentur）尽快实施核心提案，同时确保未来动态电网费机制的设计谨慎且与灵活并网协议保持一致。  

记者：您如何看待容量市场（CM）为储能行业带来的机遇和挑战？

Koppaka：设计良好的容量市场对储能行业有利，因为它能在现货市场和辅助服务收入之外，增加一条更可预测的收益渠道。关键在于确保电池储能系统被公平对待：降额系数、持续时间要求、惩罚机制、收益叠加及位置等，都应真实反映电池储能项目提供的系统价值。德国应借鉴英国、比利时或意大利等欧洲国家的经验，学习如何设计技术中立的容量市场，实现不同储能技术间的公平竞争。这也有助于政策制定者进行各类技术的成本效益分析，使德国政策讨论从意识形态争论转向更具系统理性的决策。  

记者：为充分挖掘电池储能系统的电网价值，德国政府和储能行业还需要解决哪些关键政策问题和灰色地带？

Koppaka：关于灵活并网协议（FCA），主要风险在于可预测性和标准化不足。很多时候，详细条款仅在大量开发资金已经投入后才明确，这增加了投资者的风险环境。由于灵活并网协议（FCA）对资产收益实际影响的操作记录有限，它们也使获取承购收入及项目融资变得更加困难。灵活并网协议（FCA）本可成为大型电池储能项目的真正加速器，但如果没有统一的全国性规则，伴随显著的法律和融资不确定性，它们仍是个案化工具。与此同时，电网运营商也需要有激励机制，提供约束较少的并网方案，以促进所需电池储能系统的部署。  

关于电网扩建分摊费用（BKZ）核心问题是确保收费能够反映成本，并且不会影响有助于缓解电网阻塞的电池储能系统。我们主张，将电网扩建分摊费用（BKZ）折扣与电网友好型选址或灵活运行挂钩，这是合理的政策方向。  

对于并网排队积压问题，应该考虑更加透明、基于项目成熟度的流程。因此，我们对近期德国输电系统运营商（TSO）引入的“成熟度评估流程”表示赞赏。然而，在清理配电系统运营商（DSO）和 输电系统运营商（TSO）面临的并网积压问题方面，仍有大量工作要做。根据我们的经验，监管机构和电网运营商可以借鉴英国并网改革等国际经验。当前申请量远超短期实际建设能力，因此基于项目准备度、可交付性和系统效益来优先安排现有并网申请，将有助于长期缓解并网积压问题。  

记者：电池储能项目的融资模式如何演变？

Koppaka：电池储能项目的融资市场正变得更加审慎、结构化和专业化。随着行业日趋成熟，贷款方不再只关注宏观市场机遇，而是更深入地审视每个项目的基本面。  

尤其值得关注的是，融资方越来越聚焦于并网确定性、市场运营策略、收益保护、优化商、原始设备制造商（OEM）的可融资性以及监管变化风险等。这些因素如今已成为项目评估、定价和最终融资决策的核心。  

因此，我们看到市场对有经验运营商推出的大型电池储能项目以及具备可融资的收益和承购策略保持着良好的融资意愿。  

记者：现货市场收益与固定承购（如差价合约/底价协议）之间的平衡如何变化？换言之，承购和合约收入对项目融资的重要性有多大？

Koppaka：随着德国储能市场持续发展，它正逐渐接近更成熟的英国储能市场，差价合约和收益下限已经成为英国储能市场标准化的承购结构。目前德国已执行多项差价合约或虚拟差价合约安排，表明市场深度和交易对手兴趣均在增长。展望未来，我们预计将出现更多混合结构，例如部分差价合约、收益下限及混合收益安排，以在支撑债务规模的同时保留部分现货市场收益空间。  

记者：在德国储能市场，电池储能项目的优化调度有哪些关键演变？

Koppaka：随着多家优化商已经拥有运营资产，对优化商服务质量的评估正从回测和预测转向实际组合绩效。然而，由于实际结果透明度有限，并且投运之后更换优化商存在操作复杂性（例如可能需要重新认证某些服务），在项目投运前选对合作伙伴变得愈发重要。  

在资产收益方面，多市场联合调度仍是德国电池储能系统的主要策略。对于长时储能系统，日间市场、日内市场和自动频率恢复备用（aFRR）能量市场预计仍是收益核心。我们还看到储能系统在电压支撑、惯量和黑启动等其他系统服务方面具有发挥更大作用的潜力。  

记者：当前 电池储能项目交付中“全套打包”与“多方签约”模式的比例如何？未来预计会如何变化？  

Koppaka：这两种模式在市场上均有存在。有经验的建设方和运营方倾向于选择多方签约，因为它能为电池储能项目带来更高价值。  

记者：决定电池储能系统供应商在德国市场成功的关键因素和策略有哪些？

Koppaka：虽然我们无法明确判定哪些因素决定供应商在德国市场的成败，但作为全球储能资产拥有者和运营商，我们对最关键的品质有深刻见解。  

我们在全球投资组合中，与电池储能系统价值链上经验丰富、可靠且重视安全的供应商建立了紧密合作关系。对于我们在德国部署的电池储能项目，我们旨在利用这一全球供应商网络，并借鉴其他先进储能市场的经验教训。  

我们认为，最适合支持德国市场的供应商应具备以下能力：经过验证的技术性能、严格的安全标准、可融资性、交付可靠性，以及在快节奏环境中高效运作的能力。随着德国大规模电池储能项目规模和复杂度持续增长，执行能力、供应链弹性以及对当地电网和监管要求的深刻理解将愈发重要。  

对于 BW ESS 公司而言，将国际经验带入德国市场并与可信赖的伙伴合作，在不牺牲质量与安全的前提下快速推进，是我们取得当前进展的重要因素。  

记者：配电系统运营商（DSO）和输电系统运营商（TSO）在德国储能市场中的角色如何演变？

Koppaka：配电系统运营商（DSO）和输电系统运营商（TSO）正日益成为德国下一阶段电池储能项目建设的关键推动者。随着越来越多大型储能项目进入开发阶段，电网运营商将在促进并网、协调技术要求以及确保项目按时投运方面发挥核心作用。  

从我们在多个市场的经验来看，成功部署电池储能系统依赖于项目业主与电网运营商之间紧密而富有成效的合作，对项目时间表、电网需求和运营要求的共同理解，这些对于高效、安全地交付储能资产至关重要。  

与此同时，健全的监管框架仍不可或缺。在德国，清晰度和一致性仍有提升空间，尤其是在灵活并网协议的标准化方面。更高的标准化程度将有助于减少不确定性、加快项目交付，并以有利于电网和能源系统的方式支持储能系统整合。