数字储能网讯：日前，储能开发商Terra One公司联合创始人兼首席财务官 Thomas Antonioli 撰文指出，德国政策制定者、监管机构与储能行业必须审慎应对并网接入和电网费用等核心议题。

Terra One公司在德国下萨克森州Ahlerstedt为建设15MW/30MWh的Terra One电池储能项目。

德国电池储能市场的迅猛增长正在让位于更高的发展要求，监管因素的影响力日益凸显。推动这一转变的关键动态包括：储能系统并网环节引入项目成熟度框架，以及围绕电网费用豁免信赖保护所展开的持续争论。尽管这两项措施影响的项目群体不同、时间线各异，但其共同点在于，都进一步强化了资本实力、项目成熟度和执行确定性的战略价值。

并网改革：从“先到先得”到“成熟度评估”

直至不久前，德国大型电池储能项目的并网申请仍按“先到先得”原则处理，并且储能开发商往往难以清晰掌握并网容量的实际可用情况。由此导致申请并购数量激增：根据德国四大输电系统运营商（TSO）公布的数据，截至2025年第三季度末，已收到717份电网接入申请，总装机容量约270GW，其中大型电池储能项目占545份，约211GW。

这一规模数倍于预期的储能需求。德国电网发展规划（Netzentwicklungsplan Strom 2035）预计，到2035年大型储能系统的容量需求在41GW至94GW之间。然而，输电系统运营商不得不处理大量并网申请，其中许多储能项目几乎不可能进入建设阶段。

在此背景下，德国输电系统运营商引入了全新的项目成熟度框架。自2026年4月1日起，该框架已适用于接入输电网络的大型储能项目。改革的先决条件是，电池储能系统于2025年底被移出德国《发电厂电网接入条例》（KraftNAV）的适用范围。

新框架不再按照并网申请提交顺序分配并网容量，而是通过定期申请轮次对项目进行综合评估。关键评估标准包括：项目交付可能性、开发成熟度，以及对电力系统的预期贡献。当申请量超出可用容量时，优先权将给予成熟度最高的项目。

在原则上，这一思路是合理的——稀缺的电网容量应该分配给最有可能建成的储能项目，投机性预留将失去吸引力。然而，这使得项目开发的前期工作需大幅提前。当前，储能开发商必须在获得并网承诺之前提供大量证明材料，其中包括：具有担保的土地权益、审批进展、技术方案、信用资质及融资安排等。此外，申请人还需缴纳5万欧元（约合5.69万美元）的申请费，并按1500欧元/MW提供保证金。

这意味着，在尚未确定储能项目能否最终获得并网许可的情况下，开发商就需在早期阶段投入大量资本和内部资源。因此，小型储能开发商和依赖项目融资的企业面临的市场准入门槛，远高于资本充裕的市场参与者。

此外，还存在更深层次的系统性问题。并网容量的稀缺，在很大程度上是电网扩建未能跟上可再生能源发电量增长步伐的结果。然而，电池储能系统不仅是在争夺稀缺的并网资源，它本身也能帮助解决根本问题——通过减少输电拥塞、提高现有电网基础设施利用率，储能系统可以推迟甚至减少昂贵的电网改造需求。如果项目评估框架未能充分衡量这一贡献，则有可能忽视储能系统最重要的优势之一。

电网费用豁免：核心争议焦点

在成熟度框架致力于解决并网容量分配问题的同时，另一项独立的监管程序正通过AgNeS改革进行谈判。根据德国《能源产业法》第118（6）条，2029年8月4日之前投入使用的电池储能系统，可在20年内免征电网费用。这一豁免是许多投资项目和融资结构的关键支柱。

然而，2026年初，德国联邦网络局（Bundesnetzagentur）通过作为AgNeS电网电价改革进程一部分发布的咨询文件，对该豁免的未来提出质疑。在某一阶段，甚至出现了追溯性变更的可能。在业界强烈反对之后，各方达成折中方案：根据当前提案，在2029年8月4日之前委托的项目保护措施基本保持不变，但前提是这些项目能够在AgNeS框架生效之前证明最终投资决定（FID），德国联邦网络局将该框架生效时间定于2026年底或2027年初。

要获得最终投资决定（FID）资格，开发商需提供实质性的、具有约束力且不可撤销的设备订单证明，以及已确认的并网协议。这意味着，在获得监管确定性之前，储能开发商必须承诺投入项目成本一半的资本。

值得强调的是这一变化的具体含义。《能源工业法》本身仅对电网费用豁免附加了一个条件——在2029年8月4日之前调试，并未规定最终投资决策的截止时间。因此，最终投资决定（FID）截止日期并不是法定要求，而是通过AgNeS程序引入的额外门槛。然而，争议仍在持续，AgNeS程序的首份裁定草案预计将于今年夏季出炉。

对于许多项目融资开发而言，这造成了融资困境：没有监管确定性，融资更难获得；没有融资，就无法及时做出所需的投资决策。资产负债表强劲的企业比依赖外债融资的开发商更有能力应对这一挑战。

不同机制，相似方向

这两项措施经常被一并讨论。成熟度框架管理的是稀缺并网资源的分配——面向输电网络项目的首轮申请将于2026年6月底截止，结果预计于12月左右公布。这些大型储能项目的并网时间很可能在2029年之后，因此无论如何都已处于电网收费豁免窗口之外——因为该窗口对2029年8月4日之后投运的项目不再适用。

而电网费用豁免的信赖保护则涉及更早的一批储能项目——那些已经推进到足以在该日期之前投运的储能项目。因此，两项制度影响的是处于不同开发阶段的不同项目。

然而，这两项进展确有共同之处：它们都以各自的方式激励那些能够早期投入资本、承担开发风险的储能开发商——无论是在竞争激烈的成熟度评估中胜出，还是在日益紧迫的时间表内做出最终投资决策。其结果是，准入门槛提高，市场整合的可能性增大。

但更具体的担忧在于电网费用豁免的信赖保护。最受投资决策截止日期影响的项目，正是《能源工业法》豁免条款旨在支持的那批已进入后期开发阶段的项目——而非成熟度框架所涉及的后期项目（后者无论如何已不在豁免窗口之内）。因此，新的附加条件在约束投机性项目方面的作用甚微，却对法律原本意图保护的储能项目施加了额外压力。

储能项目面临的市场风险

这一转型之所以尤为艰难，是因为储能项目已在很大程度上依赖市场化收入运营。多年来，风电场和太阳能电站受益于德国《可再生能源法》（EEG）提供的可预测收入结构，如今才逐渐面临更大的市场风险；而储能项目从运营之初就直面市场风险，现在还需应对额外的监管不确定性和更为紧迫的融资时间表。

这并不意味着改革方向是错误的。德国电力系统需要更大的灵活性，电池储能系统是实现这一目标的核心。并网容量应该分配给实际准备建设的项目，电网费用豁免也不会成为永久性措施。

最重要的是监管框架的可靠性。资本是流动的，它会立即对不确定性定价。每当既定框架被重新开放，或法定承诺通过行政要求被实质性收紧时，投资者都会对未来项目要求更高风险溢价。

在目前推进的AgNeS程序中，有一条贯彻这一原则的简洁路径。《能源工业法》将为期20年的电网费用豁免建立在唯一标准之上：在2029年8月4日前投运。若在此基础上额外要求必须在AgNeS框架生效前做出最终投资决策，则是引入了一项法律本身并不包含的门槛，并通过行政手段缩小了立法赋予的权利——而这正是信赖保护原则所要防止的事后收紧行为。更为清晰、更具公信力的做法是让法定标准独立发挥作用：按计划在2029年8月4日前投运的储能项目，应保留其豁免资格，无需再设定投资决策截止期限。

近年来，德国储能行业增长迅速。然而，如果没有稳定、标准化且具有投资吸引力的框架条件，作为德国能源转型核心支撑技术的储能系统，其部署进展将会放缓——而当下德国电力系统正迫切需要通过储能系统提供灵活性调节资源。