数字储能网讯：日前，清洁能源独立发电商（IPP）Aquila Clean Energy公司EMEA地区的一位高管表示，贷款机构越来越愿意为德国那些没有任何合约收入的大型电池储能项目提供资金支持，尽管这种市场化风险会被计入融资结构之中。  

Aquila Clean Energy公司在比利时部署的Kairos电池储能项目

Aquila Clean Energy公司EMEA地区投资管理部副主管Grace Kankindi在斯图加特举办的“欧洲电池展和储能峰会”（6月9～11日举行）前夕接受了采访。

目前，该公司正在德国部署两个总计规模约为50MW/100MWh电池储能项目，这是其由14个电池储能项目的项目组合的一部分。该公司也是比利时储能市场的早期进入者之一，并在欧洲其他地区积极开展业务。  

在接受行业媒体采访时，Kankindi对德国储能市场的发展与挑战、项目融资与建设，以及当前关键的政策和监管议题进行了分析与探讨。  

德国储能市场活动持续加速。仅在本月，Return、RWE、TerraOne、Green Flexibility、SWB、Arcelor Mittal、Suncatcher、Goldbeck Solar和Flower等多家公司就在德国推进了多个大型电池储能项目的进展，或已进入施工阶段，或已完成建设。  

记者：如何评价德国储能市场的当前状态？请谈谈主要趋势、重大成功与成就，以及仍需克服的挑战。  

Kankindi：在过去三年中，德国电网规模电池储能市场的部署量已从不足1GW增长到2025年底的2GW以上，年新增装机量同比大幅加速。这证明德国的电池储能系统已成为一种机构级资产，拥有可增加的项目组合、可用的资本以及明确的电网需求。  

此外，市场化运营储能项目的收益已经具备可融资性，无需像比利时或意大利那样依赖容量合同，这在不久之前还是不确定的。  

当前德国储能市场主要挑战在执行速度方面：并网时间表和建设许可仍然会延迟项目达到“可开工”状态，而储能市场尚未充分对这类风险进行定价。  

记者：电池储能项目的融资方式如何演变？  

Kankindi：我们看到的一个关键趋势是，尽管储能项目的收入完全来自市场化运营，贷款机构现在仍积极参与为其提供融资。然而，市场化风险会被计入融资条款——通过采用定期贷款结构、更严格的偿债备付率（DSCR）要求，以及对收益假设的严格审查。随着越来越多的储能项目投入运营并积累可验证的历史数据，我们预计储能项目的融资将逐步转向更长期限的债务结构。  

记者：市场化收入模式与转付/固定收益模式之间的比例关系如何变化？换句话说，承购和合约收入对获得项目融资的关键程度有多大？  

Kankindi：我们的经验主要来自德国市场化运营的储能项目，并且市场化收益正越来越多地被贷款机构接受，作为无需转付协议的融资基础，关键在于要有一个高质量的优化服务商来管理整体收益组合。  

记者：当前电池储能项目交付中，“总包交钥匙”和“多方分包”的比例如何？预计未来将如何变化？  

Kankindi：根据我们的经验，多方分包一直是更受青睐的结构——将电池储能系统供应合同与电站辅助设施（BOP）合同分开，能够带来总包模式无法比拟的成本效益和灵活性。  

但需要注意的是，储能项目业主必须具备相应的技术能力，这是成功实施多方分包的关键。如果没有专业技术能力，多方分包带来的风险反而会比其消除的风险更多。  

记者：为释放储能系统对电网的全部潜力，德国业界和政府仍需解决哪些关键政策问题？  

Kankindi：灵活的并网协议（FCA）为绕过漫长的并网审批流程提供了潜在途径，但缺乏标准化意味着需要与各个电网运营商进行双边协议谈判——这带来了不确定性，因为储能系统运营商可能施加限制，从而实质性损害项目的经济性。  

并网积压仍然是部署电池储能系统最大的结构性制约因素之一；不过，近期提出的成熟度评估程序、有约束力的答复时限，以及并网流程的数字化等措施都是朝着正确方向迈进，尽管这些属于渐进式改革，而非重大修订或变革。