数字储能网讯：日前，德国电池储能系统开发商及EPC总包商Kyon Energy公司的业务发展和监管事务主管Benedikt Deuchert指出，德国是欧洲最具活力和吸引力的储能市场之一，但围绕法规和市场设计为该技术创造公平竞争环境仍是一项关键挑战。  

KyonEnergy公司在德国部署的电池储能项目

近年来，Kyon Energy公司一直是德国储能市场的主要推动者之一，并于2024年被石油和天然气巨头TotalEnergies公司收购。TotalEnergies公司随后将其投资组合中11个储能项目（总规模1.6GWh）的50%股份出售给Allianz GI公司，所有这些项目均计划于2028年投入运营。  

就在5月28日，Kyon Energy公司宣布已开工建设其中三个储能项目：Brilon电池储能项目（103MW/208MWh）、Husum电池储能项目（147MW/296MWh）和Sulzetal电池储能项目（24MW/48MWh），总规模达552MWh。  

在接受行业媒体采访时，Deuchert介绍了当前德国储能市场、融资的主要趋势以及包括监管不确定性在内的主要挑战。  

需要说明的是，Deuchert的评论是在德国监管机构明确“2029年8月4日前投运的电池储能项目可免除充放电电网费用”这一政策之前作出的。过去几个月，该政策曾带来巨大的不确定性。  

记者：您如何看待德国储能市场的现状？请谈谈主要趋势、重大成功与成就，以及仍需克服的挑战。  

Deuchert：德国储能市场呈现以下主要趋势：  

·在可再生能源装机容量强劲扩张和市场波动推动下，德国已确立其作为欧洲大型电池储能领域最具活力和吸引力市场之一的地位。  

·德国储能市场正进入成熟化和大规模部署新阶段，从项目开发转向吉瓦规模的实际建设与运营。  

·已部署和计划部署的储能项目规模快速增长，投运项目数量及项目开发均显著增加。  

·电池储能系统正成为核心灵活性资产，日益深入地融入电力交易市场（日前、日内及平衡市场）以及系统服务。  

主要成功与成就：  

·德国储能市场已形成强劲增长势头，吸引了数十亿欧元投资，并带动包括大型能源公司在内的国际投资者持续参与。  

·储能行业已从小众技术转变为能源系统的核心支柱，为电网稳定性和可再生能源并网提供支撑。  

·德国在国家层面的储能战略及电网规划流程反映出储能系统正获得越来越多的政策关注和监管重视。  

·像Kyon Energy公司这样的开发商显著扩大了计划部署的储能项目规模，取得了相关许可，并推动项目进入建设和运营阶段，证明了市场可规模化能力。  

仍需克服的关键挑战：  

·德国储能市场面临的主要挑战仍然是：在监管和市场设计上，如何为储能系统与传统发电技术创造公平的竞争环境。  

·电网接入瓶颈和漫长的审批周期是目前储能项目落地的最大障碍之一。  

·市场面临监管不确定性（当前最紧迫的是政策改革过程中的电网资费不确定性）以及不断变化的框架条件，这些因素对投资决策和可融资性造成影响。  

·竞争加剧和项目体量增大，要求更高效的开发流程、多元化的融资模式以及优化的资产运营策略。  

·确保储能系统与能源系统（包括市场和电网）有效集成，仍然是释放储能系统全部价值的关键。  

记者：电池储能项目的融资方式正在如何演变？  

Deuchert：在德国部署的电池储能项目融资格局正在发生显著变化。储能项目的可融资性不断提高，吸引了大型基础设施投资者及国际主要金融机构。这一发展至关重要，因为所需的投资规模已大幅增长——从过去由小型专业玩家以数亿欧元预算即可融资的项目，发展到如今需要调动数十亿欧元来支撑大规模市场扩张的阶段。  

与此同时，这一演变与收入结构和风险分配机制的成熟密切相关，使得规模更大、风险P偏好更低的投资者能够参与到市场中来。  

记者：商业收入模式与长期合同/固定收入模式之间的平衡正在发生怎样的变化？换句话说，电力采购协议和合同收入对项目融资的重要性有多大？  

Deuchert：商业风险与合同收入之间的平衡，越来越取决于具体的交易结构以及投资者的风险偏好。倾向于机会型的投资者可能会接受较高的商业风险，而大型基础设施投资者通常要求通过长期固定合同或其他协议形式获得大部分收入。  

因此，这些合同收入是实现项目融资的关键推动因素，因为它们提供了债务结构安排所需的可预测性——无论是通过垂直整合型企业，还是通过市场机制，都可以实现这一点。  

记者：在德国市场中，电池储能项目的优化调度和能量交易方式经历了哪些关键演变？  

Deuchert：我们正密切关注当前关于灵活并网协议（FCA）的讨论，尽管这并不影响我们已有的储能项目组合。但是，受相关规则影响的电池储能系统，如果被施加严格的限制条件，自然只能在有限程度上参与电力市场及批发市场交易。  

记者：为了实现储能在电网中的全部潜力，德国业界和政府仍需解决哪些关键政策问题和灰色地带？  

Deuchert：要释放德国储能市场的全部潜力，必须解决若干关键政策问题和仍显模糊的灰色地带。首先，并网协议等灵活性产品的处理方式及其在市场设计中的整合机制需要进一步明确，以确保储能项目获得公平市场准入。  

电网费豁免政策很可能在2029年到期（但具体日期尚不完全明确），这给长期投资决策带来了不确定性，凸显了建立利于投资的监管框架的必要性。此外，电网连接费（BKZ）高昂且往往不够透明，仍是项目落地的重大障碍。  

我们正在应对今年容量招标机制的设计问题——该机制实际上将电池储能系统排除在外（例如要求10小时放电时长以及弹性）。最后，持续存在的并网积压问题是最紧迫的挑战之一，需要更高效、更透明的流程来加速项目实施。  

总体而言，为储能市场建立公平的竞争环境，并提供长期明确的监管方向，将是开启下一阶段增长的关键。  

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

Deuchert：输电系统运营商（TSO）和配电系统运营商（DSO）在德国储能市场中的角色正在发生显著变化，他们正从传统的电网运营商转变为灵活性资源的积极推动者。随着可再生能源发电快速增长，储能系统正成为维持系统稳定不可或缺的工具，TSO和DSO也越来越多地将电池储能系统整合到系统服务、电网拥塞管理和再调度流程中。  

与此同时，由于并网项目申请数量庞大，电网运营商面临的压力不断上升，这要求建立更结构化、更透明的并网流程。