数字储能网讯：尽管行业政策存在诸多不确定性，德国储能市场参与者已经提前布局，启动2029年及以后并网储能项目的定价工作。

当前，德国电网接入和并网收费相关规则仍处于动态调整阶段，政策不确定性凸显。受此影响，储能市场参与者纷纷将布局目光投向2029年8月电网收费豁免政策到期后的市场，即便行业风险依旧居高不下。

BW ESS公司的Roberto Jimenez去年在米兰举办的一场活动上发言

这一论断基于电池储能系统（BESS）所有者兼运营商BW ESS公司执行董事Roberto Jimenez的评论。在讨论德国储能市场当前的主要议题时，Jimenez表示：“德国仍然是欧洲最具吸引力的储能市场之一。对于可立即部署的储能项目，开发溢价仍然很高。但市场很快就会发生变化。过去几个月，输电系统运营商（TSO）推出了一套基于成熟度的并网流程。我们预计监管机构BNetzA将在6月发布一份关于电网收费的咨询文件。市场参与者已经开始为2029年及以后部署的储能项目定价。”  

他提到的电网收费，是指向电力消费者和发电企业收取的充电与放电费用。储能系统默认需要支付这两项费用。对储能系统实行收费豁免或减免，通常是衡量一个市场对储能友好程度的重要标志。  

德国政府规定，在2029年8月4日之前投运的储能项目可获得20年的收费豁免。此后的政策尚不明确。  

因此，尽管存在不确定性，市场参与者居然已经开始为2029年之后的项目定价，这一现象本身就值得关注——不过可以推测，为应对这一风险，其定价中已经包含了很高的折扣。  

也有评论人士提出一种可能性：即使是在2029年8月截止日期前投运的储能项目，收费豁免也可能提前终止。  

EcoStor公司的Georg Gallmetzer表示，当前不确定性极高。EcoStor是一家从EPC（工程总承包）转型为储能独立发电商（IPP）的企业，在德国拥有多个大型储能项目。  

他表示：“BNetzA关于‘Grandfathering条款’的意见将于2026年5月27日公布。预计在2029年8月4日之前会出现一个该条款的截止日期。”  

该条款意味着保护已根据现行规则或法规运行的储能项目免受规则变更的影响。在2029年8月4日之前出现的该条款截止日期，将代表项目为实现长期豁免而需要投运的真实且有效的日期。  

首轮容量市场不对储能系统开放  

近期德国出现的另一个关键监管议题是容量市场（CM）。容量市场是在英国、比利时、波兰和意大利运营的大规模电池储能项目的重要收入来源。  

然而，Jimenez表示，对近期一份咨询文件的评估显示，电池储能系统参与首轮容量市场的可能性较低，不过他补充说，未来还会有后续轮次。  

Gallmetzer指出，参与首轮容量市场可能性较低的原因是，首轮容量市场要求储能系统具备10小时的持续放电时长。  

BW ESS公司是海事与能源集团BW集团旗下的储能业务部门。该公司业务遍及欧洲和澳大利亚，其最成熟的储能项目组合位于英国和瑞典（已投运）。其在德国的发展处于更早期阶段，已经分别与开发商Mirai Power公司和Zelos公司合作并公布了规划部署的项目组合。