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德国能源经济研究中心（FfE）发布的《促进大型电池储能系统电网兼容性发展——实践解决方案》（Netzverträglicher Ausbau von Großbatteriespeichern – Lösungsansätze aus der Praxis）白皮书（2025年5月27日发布）的完整中文翻译.

https://www.green-flexibility.com/en/_files/ugd/bbda69_5f1859133d164bd3b2cf208f416f6a03.pdf

[文件名称]: 20250527_Netzverträglicher_BESAusbau_final.pdf

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促进大型电池储能系统电网兼容性发展实践解决方案

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核心观点

电网影响——尤其是电网负荷——并非大型电池储能系统独有的现象。

为防止大型电池储能系统的迅猛发展受阻，需要制定具体、可行且适度的解决方案。

为讨论合适的解决方案，需要对电网中性和电网支持型行为建立统一的理解。

为应对当前挑战，需要能在大型电池储能系统并网时即发挥作用的工具。

合同约定的“运行边界”在实践中被证明是解决连接容量已受限区域问题的首个务实方案。

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目录

1 当前大型电池储能系统的迅猛发展

2 大型电池储能系统发展面临的挑战

3 重要概念界定

3.1 大型电池储能系统的收入来源及相关运行模式

3.2 面向电网的运行模式

3.3 各种运行模式的兼容性

3.4 实现预期电网影响的工具

4 实践中的初步解决方案

4.1 实践中的解决方案

4.2 当前监管框架下的设计空间与局限

5 核心观点与展望

6 参考文献

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1 当前大型电池储能系统的迅猛发展

大型电池储能项目的开发目前正蓬勃发展。仅四家输电系统运营商（TSO）收到的并网申请容量就已超过220吉瓦（GW）。面对如此强劲的增长，现在需要找到解决方案，以实现高效且有效的能源系统集成。

目前德国已安装约1.9吉瓦的大型电池储能系统，到2030年这一数值可能达到两位数。 自去年年底以来，关于“电池海啸”[1]席卷德国以及电池储能市场出现“淘金热”的新闻报道层出不穷。据称，2025年初仅输电系统运营商（TSO）就收到了超过220吉瓦的并网申请[2]。其背景包括锂离子电池价格下降，以及中国电池制造商因电动汽车销量低迷而释放出产能。尽管大多数新闻文章已强调只有部分申请项目会真正建成，但尖锐的报道引发了电网运营商、市政当局以及如今也包括市民的担忧。

作为参考：目前德国已安装约1.9吉瓦的大型电池储能系统¹ [3]。关于未来发展存在一系列不确定性，图1显示了各种假设的范围。尽管预计建设规模将显著增长，但可以预见目前并网申请中只有一小部分会实现。德国储能协会（BVES）预计到2030年将新增18吉瓦容量[4]。因此，不应以恐慌心态看待当前的发展。

因为电池储能为实现气候中和的能源系统做出了重要贡献。这包括：

通过将电力盈余时段转移到可再生能源（EE）可用电力较少的时段，实现可再生能源的整合；

提供系统服务，如目前已参与的一次调频（PRL）和二次调频（SRL）服务，以及未来可能参与的无功功率、黑启动能力、瞬时备用等服务；

当前大型电池储能系统的迅猛发展

MaStR & 新闻公告 (BSW-Solar)*

NEP 2025 (情景 B)

NEP 2023 (情景 B)

Frontier Economics 2023

BVES

图 1:

至2030年大型电池储能系统的发展。基于 [4], [5], [6], [7], [8] 的 FfE 分析。

注：虚线部分已进行内插或外推。其中也考虑了2030年后的数值。

¹¹ 根据 [3]，接入功率 > 1 兆瓦（MW）的电池储能系统被视为大型电池储能系统。本文档重点关注并网型电池储能系统。下文中简称为电池储能系统或储能系统时，也指此类系统。

当前大型电池储能系统的迅猛发展

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未来降低电网运营和扩建成本，例如通过作为“电网助推器”（Netzbooster）使用。

与其将强劲增长视为问题，不如将重点放在如何高效且有效地将大型电池储能系统集成到能源系统中，从而挖掘其多样化的潜在附加值，同时避免在其他地方（例如电网中）造成过高的成本。

在实践中，一些电网运营商和项目开发商已经在尝试解决方案，以实现电池储能系统一定程度的电网中性集成。在当前讨论中，值得注意的是，这些解决方案鲜为人知，即使被讨论时，“电网支持型”（netzdienlich）、“电网兼容型”（netzverträglich）和“电网中性”（netzneutral）等术语也常被混用。因此，本白皮书旨在通过以下方式介绍并梳理当前的讨论：

概述当前面临的挑战，界定重要概念，

介绍实践中的解决方案示例，

对这些方案进行归类并指出进一步发展的可能性。

2 大型电池储能系统发展面临的挑战

尽管并网申请数量庞大，但目前大型电池储能系统的发展仍面临一系列挑战。事实上，大量的申请正是发展可能陷入停滞的一个原因。以下章节概述了现有挑战（非详尽）。

动态发展给电池储能系统的规划、审批、建设和电网集成带来了一系列新的挑战和问题。这不仅涉及项目开发商，还涉及电网运营商、建筑部门或市镇等参与者。以下概述将挑战大致归类到电网、审批法规和能源法等领域。重点聚焦于对进一步发展具有决定性影响的要点。由此描述了参与者当前寻求新解决方案的背景。

电网

大量的并网问题已经导致大型电池储能项目的规划延迟。 随着并网申请数量的增加（不仅针对大型电池储能系统），许多电网运营商面临人员限制。电网兼容性审查非常耗时。此外，并网流程通常数字化和标准化程度有限。这意味着所有电网运营商在处理大型电池储能系统并网流程时没有统一的方法。通常，在流程中会逐步要求补充材料。目前，部分流程有时长达一年之久。对于项目开发商而言，并网申请是规划和审批阶段的第一步。并网许可是后续步骤（如建筑许可）的必要条件。然而，有时在并网流程中也会要求提供有效的建筑申请，这可能导致“鸡生蛋还是蛋生鸡”的问题。结果导致如今出现漫长的等待期，延误项目规划并产生成本，项目开发商的规划确定性较低。

有限的电网容量通常决定项目的可行性。 在许多地点，为连接大型电池储能系统需要扩建电网容量。有时，储能系统也会与其他并网申请（例如工业和商业连接的扩建）竞争。电网容量不足本身并非拒绝并网的理由。然而，电网容量的扩建意味着

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显著的延迟，从而恶化项目的商业可行性，因为电网组件的交付周期可能长达数年[9]。因此，项目很容易推迟到2029年之后投运（IBN），并因电网使用费豁免政策的到期而变得难以估算（见能源法挑战）。由于项目开发商对具有可用电网容量的地点缺乏透明度，因此存在许多“盲目申请”。

经验值缺失导致对大型电池储能系统在电网中影响的不确定性。 在某些情况下（见第3.3章），电池储能系统的运行若没有本地信号且没有实质性的装机容量，可能导致额外或加剧的网络阻塞，尽管这个问题在分区电力系统中并非大型电池储能系统所特有。然而，由于其高比功率和快速响应时间，与其他发电、用电或储能设施相比，大型电池储能系统带来了特殊的挑战。由于缺乏对其运行方式建模的经验，电网运营商难以评估其影响。目前，我们尚不知晓有报告或研究观察到大型电池储能系统在实践中已导致或加剧了网络阻塞。更合理的假设是，相关问题只会在装机容量达到一定水平后才会出现[10]。

审批法规

审批制度的巨大差异性和对该技术的经验不足导致审批程序漫长。 大型电池储能系统需满足联邦和州层面的审批要求。建筑审批程序的要求因各州建筑法规而异。这种差异性导致每个项目都必须审查适用何种审批制度。此外，审批机构对该技术经验不足，电力储能无法明确归入特殊建筑或技术设备等现有类别。结果导致在必要的评估报告以及防火、环境要求和其他建筑要求方面存在不确定性。

外围区域特权（Außenbereichsprivilegierung）不明确，增加了项目规划的难度，并给审批机构带来困惑。 许多大型电池储能项目的潜在场地位于外围区域（Außenbereich）。但目前大型电池储能系统或电力储能系统并没有普遍的外围区域特权。然而，大型电池储能系统是否可以根据现有外围区域特权（例如通过满足地方关联性或电力储能的跨地区重要性要求）获得许可，审批机构的判断各不相同。无论如何，这种不明确性都会给项目开发商和审批机构带来额外的工作量，因为目前始终需要进行个案审查。例如，在巴伐利亚州，通过最新的州建筑法规修订案，将地方关联性（Ortsgebundenheit）与依据《能源经济法》（EnWG）第11a条进行的程序执行挂钩[11]。由于依据第11a条 EnWG 的使用目前尚处于试点项目测试阶段，这意味着许多项目在存疑情况下无法获得外围区域特权。

能源法

由于未来电网使用费（Netzentgelte）规定不明确，大多数项目开发商仅将其项目规划推进至2029年。 根据《能源经济法》（EnWG）第118条第6款规定的20年电网使用费豁免，仅适用于2029年之前投运的并网型电力储能系统。目前尚无法预见未来电力储能系统是否以及以何种形式需要支付电网使用费。这给项目开发商评估项目经济性带来了巨大的不确定性。

征收建设成本分摊费（BKZ）的规定将影响未来发展。 目前，电网运营商之间在征收BKZ方面没有统一的处理方法。关于电力储能系统是否应像用电设施一样被对待的问题，目前正在联邦最高法院（BGH）审理。德国联邦网络管理局（BNetzA）在一份关于BKZ的立场文件中，至少在BKZ计算方面仍未进行区分[12]。然而，BNetzA希望通过降低BKZ来更好地同步不同技术（包括电解槽、大型用电设施、电池储能系统）的发展与可用电网容量（作为调控工具）。为此，在输电网层面已提出具体地点建议，在这些地点可适用降低的BKZ[13]。尽管该文件不具有法律约束力，但电网运营商通常遵循BNetzA的观点。然而，根据联邦最高法院（BGH）的判决，可能有必要对此进行修订。BKZ的征收（特别是在输电网层面）影响项目的盈利能力和地点的吸引力。相关变更将影响未来的发展。

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3 重要概念界定

电池储能系统被视为能源转型的“瑞士军刀”。它们可以为各种应用场景提供灵活性，从而在电力交易所进行交易、提供系统服务或面向电网运行。以下章节将区分不同的运行模式，并阐述不同应用类型之间可能产生的协同效应或冲突。

3.1 大型电池储能系统的收入来源及相关运行模式

由于可再生能源（EE）发电的波动性，电池储能系统通过时间平衡发电和用电的能力变得越来越重要。根据时间范围的不同，存在不同的市场来补偿这种平衡作用。电网频率的短期波动通过调频（Regelleistung）或调节能量（Regelenergie）来平衡。对于发电和用电的长期平衡，则利用电力交易所的交易。

系统支持型（Systemdienlichkeit）

在电网频率短期波动的背景下，输电系统运营商（TSO）根据《能源经济法》（EnWG）第13条的义务，采购调频或调节能量，以确保系统稳定性。通过采购这些系统服务，他们将电网频率和系统平衡维持在安全运行允许的范围内。狭义上讲，系统支持型是指为输电系统运营商（TSO）提供所需系统服务的电气设备。其他系统服务包括例如电压稳定、系统运行管理和供电恢复，但这些领域的盈利能力远低于特别是提供一次调频（PRL）。广义上讲，系统支持型也可包括市场和电网支持型的运行模式，因为两者同样有助于实现能源政策目标三角（供应安全、经济性和环境兼容性）。

电池储能系统由于其技术特性，非常适合提供一次调频（PRL）。能量/功率比（E/P）大于等于2的储能系统也非常适合提供二次调频（SRL）。凭借较低的备用成本和因此具有竞争力的服务价格，它们在过去几年中逐步扩大了在相应市场的份额。如今，德国电池储能系统通过预审的调频能力已超过800兆瓦（MW），超过了整个德国的一次调频（PRL）需求（589兆瓦，截至2024年）[14]。尽管调频领域仍存在高收益机会，但储能运营商也越来越关注其他市场。

狭义上的系统支持型储能系统为输电系统运营商（TSO）提供系统服务，从而支持能源系统的安全运行。

环境兼容

供应安全

经济性

图 2：系统支持型、市场支持型和电网支持型储能系统为能源政策目标三角做出贡献。

市场支持型（Marktdienlichkeit）

由于电力交易所日益具有吸引力的套利机会，现货市场（Spotmärkte）越来越受到储能运营商的关注。随着可再生能源（EE）在发电中占比显著提高，2024年日前市场（Day-Ahead-Markt）出现负电价的小时数达到459小时——创下新纪录。与此同时，持续高企的天然气价格和不断上涨的二氧化碳（CO₂）价格导致

重要概念界定

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5 重要概念界定

在高剩余负荷（Residuallast）时段也会出现高交易所电价。这些效应导致2024年日前市场的日均价差（Price Spreads）达到117.4欧元/兆瓦时（€/MWh），日内市场（Intradaymarkt）（日内拍卖 d-1, 15:00）达到183.8欧元/兆瓦时（€/MWh），较上年显著增加[15]。持续的高电价峰值显示出当前对灵活性的需求。虽然这种剧烈的价格波动对于不灵活的发电商和用电方来说可能相当成问题，但它们为大型电池储能系统提供了套利机会，从而开辟了另一种商业模式。市场支持型的运行模式遵循这些价格信号，平抑价格峰值和低谷，并通过吸收过剩的可再生能源（EE）电力稍后释放等方式，减小最低和最高电价之间的差异。通过积极参与市场交易，储能系统有助于实现社会福利最大化。

市场支持型储能系统在电力交易所进行优化，从而有助于平抑价格峰值。

3.2

面向电网的运行模式

对于并网的、私人融资的储能系统，市场支持型和系统支持型的运行模式——即长期和非常短期的供需时间平衡——目前构成了其大部分收入来源。然而，这两者都属于“铜板层面”（auf der Kupferplatte）的应用案例，因为无论是调频服务还是电力交易所交易都不具有区域性成分，无法考虑电网的当地状况。然而，根据当前的电网状况和位置，这些运行模式可能对电网产生不同的影响。与此相对，存在一些明确基于当前电网状况的运行模式。为区分对电网的影响，下文将界定“电网负荷型”（netzbelastend）、“电网中性型”（netzneutral）和“电网支持型”（netzdienlich）等概念（见图3）[16]。

重要的是，这些定义并不与电网运营商的具体工具绑定，而是可以通过不同的方法实现电网中性和电网支持型。这些定义本身并非对储能系统的普遍要求。因此，工具的设计或使用也不应一概而论，而应始终以当地电网状况（即局部和临时的网络限制）为导向。

电网负荷型（Netzbelastend）

如果储能系统的运行模式不基于实际的电网负载情况，则必须假设该储能系统在某些情况下会占用额外的电网容量。因此，连接此类储能系统通常会导致公共电网扩建的成本（投资性标准），为此需支付建设成本分摊费（BKZ）。同样，电网负荷型储能系统的运行方式可能导致（额外的）电网运营商干预，例如依据再调度（Redispatch）或《能源经济法》（EnWG）第14a条（操作性标准）。一个例子就是在周边可再生能源（EE）发电设施被限电的同时，从储能系统向电网注入电力。

图 3：面向电网运行模式的界定

电网负荷型 (netzbelastend)

额外占用电网容量

不考虑当前电网状况

导致额外电网成本

电网中性型 (netzneutral)

不额外占用电网容量

考虑电网状况以避免阻塞

不导致额外电网成本

电网支持型 (netzdienlich)

通过运行方式优化利用电网容量

考虑电网状况以减少网络阻塞

通过灵活性应用降低电网成本

电网容量

无储能时的电网负载

储能运行

最终电网负载

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电网中性型（Netzneutral）

电网中性型储能系统在其运行模式中考虑了当前的电网状况，因此不会占用额外的电网容量。相应地，在该地点建立连接也不会导致公共电网扩建的成本。

电网支持型（Netzdienlich）

电网支持型储能系统更进一步。它通过在网络关键情况下采取减轻电网负担的行为（例如有针对性地注入或吸收电力），实现电网容量的优化利用。通过其依赖上下文的运行方式（例如通过有针对性的注入或负荷吸收），它降低了诸如叠加网络上的功率峰值和再调度干预等成本因素。

成本影响与激励

图3中引用的三个定义核心目标在于电网影响或对电网成本的影响。在此，关键是将没有相关设备的当前比较配置始终作为参考系统。这使得可以单独考察单个设备的电网影响。

由于调整后的运行方式可能对电网扩建成本产生影响，因此应在储能系统并网时即考虑工具的使用（见第3.3章）。这也为项目开发商创造了投资确定性。电网中性或电网支持型运行模式的激励或信号也可以在并网程序框架内设定。例如，如果电网中性型储能系统不导致公共电网扩建的成本，这可以在BKZ征收中得到考虑。此外，为促使电网支持型运行方式，应创建额外的激励措施，以充分反映储能系统带来的降成本效应。

3.3 各种运行模式的兼容性

市场支持型的运行模式不一定会增加电网负载。相反，在电力交易所交易的储能系统的电网影响总是依赖于时间和地点。如今在德国，现货市场的电价很大程度上受到光伏（PV）发电的影响。当光伏发电量高时，交易所电价通常下降，反之亦然[10]。

系统支持型...

是指为输电系统运营商（TSO）提供系统服务，从而支持能源系统安全运行的储能系统。

市场支持型...

是指在电力交易所进行优化，从而为平衡发电和用电做出贡献的储能系统。

市场支持型运行与本地电网负载的相关性

电网支持型...

是指通过其运行有助于优化电网负载并降低电网成本的储能系统。

在参与系统服务交易和电力交易所交易之外，还考虑当前电网状况以减少网络阻塞的储能系统。

图 4：不同储能运行模式的兼容性。

注：广义上的系统支持型包含所有三个领域。

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因此，位于光伏主导地点的市场支持型储能系统，仅通过遵循交易所电价即可吸收电网中过剩的光伏电力，从而减轻本地电网负担。

风电主导地点 →

市场支持型运行

在阻塞情况下是

电网负荷型

光伏主导地点 →

市场支持型运行

在阻塞情况下是

电网支持型

图 5：市场支持型储能在不同电网节点的有效性（当前视角）。

如果同一个储能系统如图5所示位于例如拥有大量风力发电机组的区域，这种减轻负担的效果则较少出现。纯粹市场支持型的储能系统更倾向于遵循光伏主导的交易所电价，而不是吸收本地过剩电力。

对于提供调频服务的储能系统，不存在基本的关联性能够证明在特定地点具有固有的减轻电网负担的效果。相反，这些储能系统的功率曲线遵循非常短期的电网频率波动，导致在用电和发电方向上出现“抖动”（Zappeln），尽管通常远低于满功率。然而，如图4所示，提供再调度（Redispatch）服务的系统支持型储能系统同时也将是电网支持型的。

3.4 实现预期电网影响的工具

如果储能系统在特定地点的默认市场支持型和系统支持型运行模式与电网负载不兼容，则存在多种工具来实现储能运行中相应的面向电网特性。

通过时变或动态电网使用费进行货币激励： 当本地存在可再生能源（EE）过剩时，低、零甚至负的电网使用费会刺激额外的电力消耗。当电网因负荷原因已高度饱和时，高昂的电网使用费会使购电缺乏吸引力。由于在德国电网使用费仅由用电方承担，因此目前它们对发电方向没有影响。此外，根据《能源经济法》（EnWG）第118条第6款，并网型电池储能系统目前免于缴纳电网使用费。因此，为实施此工具，应首先寻求对电网使用费体系进行根本性改革。

为储能系统界定“灵活性空间”的运行边界（Leitplanken）： 这些运行边界能够根据本地电网状况限制注入和吸收电力，以避免电网过载。对于运行边界的实际实施，可以考虑不同的模式（例如储能运营商通过合同承诺遵守运行边界）。对于电网支持型储能系统，这些运行边界还可包含临时的吸收或注入禁令，具体取决于该地点是负荷主导型还是发电主导型。在后者情况下，储能系统将被禁止在中午光伏发电高峰时段额外向电网注入能量。

电网运营商进行有针对性的控制干预： 电网运营商可以不通过预先沟通的运行边界，而是临时进行有针对性的控制干预，例如在再调度（Redispatch）措施框架内接入储能系统。由于电网运营商根据使用成本来协调这些措施，因此这些干预满足电网支持型标准（通过避免使用更昂贵的灵活性选项）。理论上，根据《能源经济法》（EnWG）第13k条的“利用而非弃用”（Nutzen statt Abregeln）工具就是一个例子，但目前严格的额外性标准（Zusätzlichkeitskriterien）阻碍了储能系统的经济性参与。

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4 实践中的初步解决方案

在实践中，电网运营商和项目开发商之间已经在测试初步的解决方案，以应对当前和未来的挑战。以下章节介绍了四种实践中的解决方案，并对它们进行了分类和比较。

4.1 实践中的解决方案

特别是大量的并网申请和有限的并网容量（见第2章）属于紧迫挑战。因此，一些电网运营商和项目开发商已经在试点项目中测试解决方案。迄今为止，这些例子在行业内和决策者中鲜为人知。此外，在项目公开描述中，第3章中的术语经常被不同地使用。例如，项目被称为“电网支持型”，但并未规划电池储能系统通过主动贡献来降低电网成本（例如减少阻塞管理成本）。这加大了对不同方法进行比较的难度。

为提供对实践的深入了解，将以简介形式介绍四种不同的解决方案。为此，我们采访了相应的电网运营商AllgäuNetz、LEW Verteilnetz、Bayernwerk Netz和WEMAG Netz，以及作为项目开发商和运营商的green flexibility。简介中包含我们对该解决方案的分类。此外，第4.2章将对各种方法进行比较和归类。表1提供了所考察案例的概览。

除考察的四种解决方案外，实践中还有其他例子。例如，与电网运营商Schleswig-Holstein Netz或50Hertz与项目开发商和运营商ECO STOR合作的试点项目。这些项目的重点在于自我承诺的电网中性运行方式。另一个例子是Ampiron与Lechwerken共同规划的“分散式电网助推器”（dezentrale Netzbooster）。该项目的设施建设和运营招标基于《能源经济法》（EnWG）第11a条[17]。

表 1：实践中考察的解决方案概览。

实践中的初步解决方案

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伊门施塔特电池储能项目 (BESI)

描述

在该试点项目中，green flexibility 的一个电池储能系统直接连接到电网运营商 AllgäuNetz 的变电站。当地电网在夏季是发电主导型，但对于该连接点，冬季的负荷峰值尤为重要。因此约定，在全年10%的15分钟时段内，可以要求降低储能系统的用电功率。旨在防止储能系统用电加剧当地的负荷峰值。

AllgäuNetz

green flexibility

功率

15.2 兆瓦 (MW)

容量

32 兆瓦时 (MWh)

电压等级

4 (高压/中压变电)

状态

预计投运 (IBN) 2025年第三季度 (Q3)

地点

阿尔高地区的伊门施塔特 (Immenstadt im Allgäu)

图示说明 - 对电池储能系统运行的影响

注入 | 吸收 (MW)

1 | 5

0 | 5

00:00 | 05:00

17:30 | 21:00

交易市场:

现货市场 (Spotmarkt)

一次调频 (PRL)

运行边界 (Leitplanke)

示例：由于运行边界限制，在17:30-21:00时段内，吸收功率的交易最大只能到5兆瓦。

双边协议

(作为并网合同的补充)

工具

全年最多10%的15分钟时段内实施动态运行边界

激励

建设成本分摊费 (BKZ) 减免 & 加快并网

实施

运行边界的标准在合同中概述

用电功率限制（幅度和持续时间）的沟通在 d-2 日 23:59 前完成

沟通通过安全的数据接口进行，必要时通过远程控制

功率降低在交易中被考虑，并由储能运营商通过合同确保执行

分类

干预措施的短期设定创造了按需、情境化干预储能运行的可能性。

通过在一次调频（PRL）和日前（Day-Ahead）拍卖结束前沟通运行边界、设定最大小时数以及确定特定的干预情境特征，为（双方）提供了一定的规划确定性。

运行边界的具体设计应基于本地电网状况。

储能系统未被主动用于电网支持型运行以减轻电网负担。

随着储能系统数量增加，通过运行边界实现电网中性变得日益复杂，因此关于该方法在电网区域内可扩展性的问题仍然存在。

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带电网中性电池储能的“发电插座”（Einspeisesteckdose）

描述

作为“发电插座”（Einspeisesteckdose）试点项目的一部分，green flexibility 的一个电池储能系统与另外两个电池储能系统以及风能和光伏（PV）发电设施一起，接入 LEW Verteilnetz 新建的一个变压器。这些设施的总接入功率超过了变压器的容量。为此，电池储能系统的注入功率在一年中最长1000小时内，当出现发电峰值时可被限制。

LEW Verteilnetz 等 (u.a.) green flexibility

功率

38.3 兆瓦 (MW)

容量

82.5 兆瓦时 (MWh)

电压等级

4 (高压A/中压变电 HSA/MS)

状态

预计投运 (IBN) 2026年初

地点

金茨堡的巴尔斯豪森 (Balzhausen in Günzburg)

图示说明 - 对电池储能系统运行的影响

06:00

12:00

18:00

交易市场:

现货市场 (Spotmarkt)

一次调频 (PRL)

运行边界 (Leitplanke)

示例：由于运行边界限制，在10:00-13:00时段内，注入功率的交易最大只能到 -20 兆瓦（即吸收20兆瓦）。

招标 & 双边协议

可用的并网容量通过招标确定，并在并网合同中约定了限制条款。

工具

一年内最多1000小时实施动态运行边界

激励

加快并网流程

实施

运行边界的标准在招标中透明公开 & 随后写入合同；运行边界的设定基于变压器及上游电网的负载情况。

注入功率限制（幅度和持续时间）的沟通在 d-2 日 16:00 前完成 & 通过 Connect+ 平台进行。

功率降低在交易中被考虑 & 由储能运营商通过合同确保执行。

分类

由于运行边界实施方式相似，关于AllgäuNetz “BESI”试点项目的要点在此也适用。然而，此案例提出了一个问题：以何种标准可以证明降低建设成本分摊费（BKZ） 作为对价是合理的。

对该概念中其他非储能特定要素（“发电插座”）的分类：

并网容量招标可以创造透明度（包括预期的要求和回报），并有针对性地引导申请。尤其是在首次设立时，这也意味着较高的组织成本。

该概念适用于仅用于连接可再生能源发电设施和电力储能系统的变电站。在此情况下，可以放弃 n-1 安全保障标准。

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电网支持型储能系统 (Netzd. ES)

描述

Bayernwerk Netz 依据《能源经济法》（EnWG）第11a条在武茨尔多夫（Wutzldorf）招标一个电网支持型储能系统。这意味着储能系统必须根据电网状况遵守Bayernwerk规定的特定运行方式。招标的储能系统替代了一条中压线路的升级。招标于2025年3月结束，目前正在评估投标。投标针对的是遵守运行边界的年度服务费。

Bayernwerk Netz

待定 (tbd)

功率 (Leistung)

5 兆瓦 (MW)

容量 (Kapazität)

20 兆瓦时 (MWh)

电压等级 (Netzebene)

5 (中压 Mittelspannung)

状态 (Status)

授标阶段 (Vergabephase)

地点 (Standort)

武茨尔多夫 (Wutzldorf)

图示说明 - 对电池储能系统运行的影响

注入 | 吸收 (MW)

招标 & 双边协议

框架条件通过招标确定，并在服务合同和并网合同中约定了规则。

工具 (Werkzeug)

按季节和年份划分的运行区间 (Betriebsbereiche)

激励 (Anreiz)

BKZ减免；服务费 (Dienstleistungsentgelt)

实施 (Umsetzung)

服务费不得超过替代性再调度（Redispatch）和电网扩建的成本。

运行区间的标准在招标中透明公开 & 将在为期10年的服务合同中确定。

运行区间的设定每年根据工作日和季节进行区分。

储能运营商有合同义务遵守运行边界。

分类 (Einordnung)

该试点项目是德国配电网运营商（DSO）依据《能源经济法》（EnWG）第11a条进行的首次招标。*

对电网支持型储能系统的要求超出了对电网中性型储能系统的要求，因此除BKZ减免外，还支付了个性化的服务费。

将服务费限制在替代性工具的成本水平是合理的，但除此之外，关于可扩展性以及针对不同电网区域和运行区间的计算规则的适应性仍存在问题。

运行边界目前仍为静态定义，必要时可每年调整。为能考虑预测的、地点特定的电网需求，技术和监管框架条件需要协调一致。

*Amprion 目前也以输电系统运营商（TSO）身份依据第11a条进行招标。

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“电网储能”（Netzspeicher）试点项目

描述

为加速在已高度饱和的电网结构中建设储能容量，WEMAG Netz 正在测试一种考虑电网限制的电池储能系统运行方式。为此，临时设定一个“灵活性空间”（Flexibilitätsraum）。例如，该空间旨在优先考虑电网区域内的可再生能源（EE）发电。试点阶段结束后，将评估这种设备运行方式是否也适用于其他储能设施。

图示说明 - 对电池储能系统运行的影响

(注：原文此处的数据列表格式混乱且数值无实际意义，仅为示意。翻译保留其结构，但理解其意图是展示运行边界限制下的功率变化曲线。)

注入 | 吸收 (MW)

1 | 3

2 | 1

3 | 0

4 | 5

5 | 6

7 | 12

8 | 18

9 | 14

10 | 16

11 | 20

12 | 24

... (后续数值省略，示意曲线变化)

23 | 36

34 | 44

45 | 46

... (后续数值省略)

(此部分原文数据排列混乱，无法构成有意义的功率曲线，仅作格式保留翻译)

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4.2 当前监管框架下的设计空间与局限

通过并网合同的补充协议，可以约定个性化的解决方案。考察的四个例子表明，现有的监管设计空间在并网流程的双边协议框架内被利用，以确保储能系统某种程度的运行方式。电网运营商主要希望借此更有效地利用有限的并网容量。虽然部分电网运营商明确将这些项目视为试点和过渡方案，但其他运营商则将这些解决方案视为连接大型电池储能系统的一种标准。

在四个实践案例中，以不同方式为电池储能系统设定了固定的运行边界（见表1）。第3.4章表明，实现电网中性型也存在其他可行的实施方式。然而，这些方案在细节上在回报方式、时间分辨率以及限制严格程度方面存在差异。个性化设计基本可以由本地电网状况证明其合理性，但从透明度和无歧视性角度出发，统一的标准将是值得欢迎的。

对于储能项目开发商/运营商和电网运营商而言，工具必须提供足够的灵活性，同时也要保证规划确定性。电网运营商需要储能系统进行电网中性或电网支持型运行的一定保障，以便在建立连接和电网规划中予以考虑。然而，根据电网拓扑和数字化程度的不同，电网运营商通常难以预测阻塞的数量和程度。另一方面，项目开发商和储能运营商也需要对“干预”（Eingriffe）的范围（时间和幅度）或对其项目融资的规定有一定的规划确定性。

在所介绍的四个实践案例中，这些利益以不同的方式体现。AllgäuNetz 和 LEW Verteilnetz 的方案在 PRL 和 Day-Ahead 拍卖结束前沟通运行边界。这种提前量非常重要，以便储能运营商在交易中考虑这些边界。通过设定最大小时数以及确定特定的干预情境特征，为项目规划和融资创造了一定的规划确定性。Bayernwerk 每年按季节设定的运行边界虽然可规划性好，但对储能运行设定了相对僵化的限制。相比之下，WEMAG 试点项目中非常短期的信号可能让项目开发商和运营商难以估算。

从系统角度看，重要的是运行边界不能过度削减市场支持型和系统支持型的附加值。示例中运行边界的设计，根据对“电网中性”定义的理解、本地电网状况以及各电网运营商不同的风险评估，其限制严格程度各不相同。原则上，项目开发商可以自由权衡经济性后决定是否与电网运营商签订此类合同。即使不签订，也不会被拒绝并网。然而，如果因此需要采取电网扩建措施，考虑到2029年到期的电网使用费豁免，对于项目开发商来说，这通常等同于事实上的拒绝。由于时间压力和围绕有限电网容量的激烈竞争，谈判地位可能不平等。从系统角度看，这一点很重要，因为过于严格的规定可能会过度削弱电池储能在市场上创造的价值。在僵化（时间分辨率低）的运行边界下，过度限制市场和系统支持型附加值的风险总是更高。

对于电网支持型解决方案，当前的监管框架仍有限制，或缺乏应用指南。为预防性地避免电网阻塞，需要额外的对价或激励措施来促使电池储能系统调整行为。对于此类方案，电网运营商需要确保所产生的成本（例如补偿费用）如何被计入。目前《能源经济法》（EnWG）第11a条的应用仅限于个案。总体上，对于如何或在哪些情况下适用第11a条 EnWG 仍存在不确定性。

此外，监管框架中还有其他切入点（例如《能源经济法》（EnWG）第13k条、第14c条，或未来可能通过电网使用费传递本地信号），这些目前尚未得到进一步设计。为实现储能系统合理且全面的集成，需要明确使用这些工具的可能性，并在应用方面实现一定程度的统一化。这些规定的设计不仅与大型电池储能系统相关，也适用于电动汽车、电解槽等新型设备。

实践中的初步解决方案

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5 核心观点与展望

核心观点

电网影响——尤其是电网负荷——并非大型电池储能系统独有的现象。 对于连接到德国电网的大部分设备而言，无限制地占用电网容量是常态或目标图景。在此目标图景下，设备运营商在投资决策和运行中不需要也没有关于有限电网容量的信息。随着能源转型的推进，由于电网扩建延迟且成本高昂，这一目标图景正面临极限。其中一系列挑战可以通过电力市场设计的根本性调整，在更广泛的范围内（即也包括可再生能源发电设施、可控用电设施、电解槽的电网集成）得到解决。

为防止大型电池储能系统的迅猛发展受阻，需要制定具体、可行且适度的解决方案。 由于根本性的市场设计改革需要时间，它们无法应对当前直至2029年的迅猛发展所面临的紧迫挑战。因此，首先需要可行且有针对性工具作为过渡方案，以陪伴首个迅猛发展阶段。因为电池储能系统通过其系统和市场支持型的运行方式为能源转型做出了重要贡献。然而，对于这些工具，必须考虑到任何面向电网的干预都会影响储能系统用于市场和系统支持型应用场景的灵活性。在成本效益最优的目标图景中，需要权衡灵活性在何处能提供最大的附加值。这也适用于系统和市场支持型应用应在多大程度上服从电网侧的限制以避免电网扩建的问题。

对电网中性和电网支持型行为建立统一的理解对于讨论合适的解决方案是必要的。 根据我们在第3.2章的定义，电网中性型设备不占用额外的电网容量，因此也不会产生额外的电网成本。电网支持型设备更进一步，通过其运行方式减轻电网负担。重要的是，这些定义并不与电网运营商的具体工具绑定，而是可以通过不同的方法实现电网中性和电网支持型。这些定义并非对储能系统的普遍要求。就上述术语达成一致有助于确定合适的激励措施。例如，对于电网中性型电池储能系统，可以论证其享有优先并网权或降低的BKZ。对于电网支持型储能系统，应通过激励措施充分体现其实现的电网成本节约。

为应对当前挑战，工具必须在储能系统并网时即发挥作用。 大量的并网申请导致流程延迟，并且在许多地方加剧了本已紧张的并网容量。然而，大型电池储能系统加剧电网阻塞尚非紧迫挑战。尽管如此，储能系统的运行方式在建立连接时对于电网兼容性审查就很重要。因此，能够影响电池储能系统运行方式从而利用有限容量的工具（无论是货币激励、运行边界还是控制干预）也必须在并网时予以考虑。相反，标准化流程以及关于尚有空闲电网容量地点的信息也有助于处理大量申请。

合同约定的运行边界在实践中被证明是解决连接容量已受限区域问题的务实方案。 原则上，调整后的运行方式可以通过货币激励或电网运营商在阻塞管理措施（如依据《能源经济法》（EnWG）第14a条）框架内进行干预，在连接容量规划中予以考虑。然而，这两者都缺乏监管框架。在实践中通过合同在并网时约定的运行边界，对于当前已存在有限连接容量的区域来说是一个务实的解决方案。然而，关于这些方法的可扩展性问题仍然存在。此外，在实践案例中，“干预”或规定的规划确定性与灵活性之间的相互作用设计各不相同。虽然需要

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设计的自由度以考虑当地条件，但不仅出于透明度考虑，就此类运行边界标准达成统一理解是可取的。因为从系统角度看，僵化的运行边界也不能过度削减市场和系统支持型的附加值。此外，限制的幅度不应作为申请优先排序的工具。

电网支持型储能在未来的角色

必须为大型电池储能系统的电网支持型应用创造流程/监管前提条件。 电网和储能运营商都清楚大型电池储能系统在电网支持型应用方面的巨大潜力。与贴近家庭的灵活性资源（如充电点或热泵）相比，这些设备在流程上更容易集成到阻塞管理中，而且其主要应用目的本就属于能源领域而非交通或供热领域。因此，问题在于在成本效益最优的目标图景中，如何才能真正利用大型电池储能系统进行电网支持型应用，以降低例如德国2023年高达31亿欧元的阻塞管理成本[18]。

为此，有必要创造相应的流程/监管前提条件：

迄今为止，电网支持型储能的招标主要基于个体协议。未来这些协议仍应可行，但为了实现全面、快速的推广，需要一个普遍适用的《能源经济法》（EnWG）第11a条应用指南。

除了长期招标外，更短期的阻塞管理机制将为储能运营商提供额外的自由度，从而开发新的潜力。然而，《能源经济法》（EnWG）第13k条“利用而非弃用”（Nutzen statt Abregeln）的严格额外性标准（Zusätzlichkeitskriterien）使得储能系统参与在经济上目前缺乏吸引力，因为作为交换，几乎必须完全放弃参与交易所交易。这一点显而易见，截至2025年3月，尚未分配任何弃用电量[19]。

虽然电池储能系统正式纳入再调度 2.0（Redispatch 2.0）体系，但当前基于成本的补偿费率似乎不适合反映储能运营商的真实成本。因此，尽管电池储能系统具有替代更昂贵的化石燃料机组从而降低电网成本的潜力，但目前在再调度中却很少使用。为此需要改革补偿费率——甚至可能需要基于市场的方法——以匹配电池储能系统的实际使用成本。

《能源经济法》（EnWG）第14c条为将储能系统主动纳入基于市场的阻塞管理提供了类似的可能性，该条款作为《电力平衡法规》（EBM-RL）第32条和《电力平衡条例》（EBM-VO）第13条在德国国内法的转化，目前在没有联邦网络管理局（BNetzA）具体规定的情况下，仅是一个空壳。尽管在《欧洲需求响应网络规范》（Network Code Demand Response）框架内有进一步的具体化，但进一步的细则尚不可预见。

当目前适用于储能的电网使用费豁免政策于2029年到期时，联邦网络管理局（BNetzA）应修订基本征收程序，以实现更好的成本反映性，同时避免储能迅猛发展陷入停滞。通过相应的——例如动态的——费率模型，可以根据设计充分体现面向电网的运行方式。

对于电网支持型应用，在目标图景中应优先选择根本性的市场设计调整而非特殊解决方案。 现行监管框架已为未来的电网支持型应用提供了一些切入点。然而，仍需对不同的工具进行设计，使其能够用于电网支持型储能。上述工具部分互补，部分相互竞争。但这也会导致关于目标图景的一定程度的不确定性，从而可能延迟项目。虽然目前需要有针对性的、务实的（过渡性）解决方案来支持和引导迅猛发展，但在目标图景中，应优先选择根本性的市场设计调整，而非针对单一技术的特殊解决方案。因为统一的市场设计允许更简单的工具协调和参与者协调，减少不良的相互作用。与特殊解决方案拼凑而成的“补丁地毯”相比，它在无歧视性和透明度方面具有优势，从而使电网支持型应用能够在市场经济中规模化。

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