德国已成为欧洲电池储能市场的主要力量，占据了约1/3的欧洲市场份额。根据德国电气与数字行业协会的数据，截至2023年，德国电池市场相比2019年增长了429%，市场总规模约232亿欧元。
目前，德国的电池装机功率达到11吉瓦，储能容量为16吉瓦时。根据德国输电公司的最新统计，目前申请入网的集中式电池总功率已飙升至160吉瓦，按照之前的电网扩建计划，市场中的集中式电池容量预计要到2045年前后才能接近50吉瓦。德国媒体将这一现象形容为一场令人震撼的“海啸”。
在电力系统中，集中式电池储能占据主导地位，主要用于调频和现货市场。随着电池价格的下降和电网需求的增加，新的商业模式不断涌现。其中，最引人注目的是“一池多用”的共享电池储能模式。该模式通过一个电池储能系统，可同时满足调频、现货市场和家庭储能等多种需求，提升了电池的利用效率和经济效益。这些共享系统在集中式电网储能中发挥了重要作用，并开始向家庭储能领域渗透。
本文将探讨德国电池储能的几大应用场景，包括家庭储能、现货市场、调频市场和电网调度，并分析这些场景下的商业模式特点。同时，将解析“一池多用”模式如何提升经济效益，以及电池应用对系统成本的影响，并展望其未来发展潜力。通过深入分析德国在经济层面的成功与失败经验，本文还将探讨为中国电池储能市场提供借鉴的可能性。
家庭电池储能
家庭电池储能市场已成为能源行业中的一股重要力量，最常见的商业模式是将光伏系统与电池储能相结合，电池用于提高自发电的自用比例，本质上是一种“削峰填谷”的家庭应用。
根据德国弗劳恩霍夫研究所的一项研究，在理想情况下，配备电池的家庭光伏系统成本可以与不带电池的系统相当，但在最差情况下，成本可能会翻倍。因此，从投资角度来看，尽管电池价格在持续下降，但这类系统并不总是最具经济效益。此外，如果没有65%的税收减免，家庭电池储能几乎无法实现盈利。
为提升家庭电池储能的盈利能力，一种新兴的商业模式——虚拟电厂应运而生。通过这一模式，家庭电池不仅可以满足自用需求，还能通过集合电量打包进入一次调频市场获取额外收入，实现盈利模式的多样化。不过，这种模式会限制自用比例，而且当前其规模仍较小。预测显示，到2045年，德国家庭电池的规模将达到上百吉瓦。然而，测控装置在总成本中的占比过高，系统的盈利能力显著降低。此外，研究表明，电池的充放电可能进一步增加配电网的投资成本。相比之下，其他家庭储能方式的盈利性更高，例如，通过市场化运营的家庭热泵可以将包括平衡在内的系统成本降低24%，而电动汽车充电的成本甚至可以降低70%以上。
为缓解电网拥堵和维护系统平衡，德国正计划实施更广泛的再调度措施。以往，再调度主要通过调整电厂的发电计划来解决电网堵塞问题，而现在，这些措施已经扩展到配电网层面，要求在新能源弃电的情况下依然保持系统平衡。未来，再调度措施将进一步覆盖家庭光伏、热泵和电池储能系统。推广可控的“智能电表”是关键，通过“一池多用”实现协同效应，降低测控装置在总成本中的占比。这不仅能优化家庭的电力自用，还可参与一次调频市场，甚至减少负电价现象的发生，并通过再调度获取多重收益。
总的来看，家庭电池储能不仅帮助用户参与现货市场交易、减少新能源预测误差，还能优化电力消费、降低用电成本。同时，电池储能系统不仅为家庭供电提供保障，还能通过向调频市场售电获得额外收益。通过“一池多用”的商业模式，有效降低控制装置在总成本中的占比，提升了投资回报率。然而，值得注意的是，在一次调频市场上，集中式电池由于能够大幅降低控制装置的相对成本，并且在容量规模上满足调频要求，相比家庭电池储能展现出更强的盈利能力。
一次调频电池储能
调频是通过调整电网频率来保持发电和用电的平衡。当频率波动时，一次调频像是应急反应，快速进行初步调整，防止频率变化过大；二次调频则更精细，进一步修正频率，确保系统长期平衡。由于一次调频的电价在所有电价中最高，因此，它成为集中式电池储能市场中最常见的商业模式（见图1）。
图1 一次调频的总费用
德国自2014年起允许电池参与调频市场。与2013～2015年的平均水平相比，调频成本下降了约64%（2021年和2022年因能源危机成本有所回升），这主要得益于集中式电池在调频中的广泛应用。
这种商业模式的成功有三个主要原因：一是集中式电池储能系统几乎免税，降低了成本；二是调频持续时间缩短，减少了惩罚风险；三是政策改革降低了市场门槛。
首先，由于几乎免税，成本降低了一半。其次，调频持续时间从半小时缩短到一刻钟，电池在充放电时几乎无需担心因未达标而受到惩罚。最后，2015年德国将调频市场的最低功率从10兆瓦降至1兆瓦，这一政策改革极大推动了市场发展。如今，调频市场上不仅有基于生物质发电的新能源运营商，还有不持有发电厂的交易公司，甚至还有通过聚合家庭电池储能提供服务的运营商。而在过去，调频服务主要由传统发电集团提供。
德国业界认为，持续盈利的关键在于市场容量是否充足，以及价格能否保持稳定。欧洲电网需预留3000兆瓦一次调频容量，以弥补两个发电机组同时故障时的功率损失。每天采购约1400兆瓦的一次调频功率，并对各国设定最低和最高采购量。这一机制旨在确保供应商在各国的分布相对均衡，以便在电网解列时，每个地区都能拥有足够的一次调频储备。
德国的一次调频需求为580兆瓦，其中至少167兆瓦必须从德国境内采购，其余部分可从邻国进口，前提是邻国的一次调频价格更低。如果德国供应商的报价足够有竞争力，他们还可以向邻国出口166兆瓦（出口上限），这意味着德国供应商最多可提供746兆瓦的一次调频。随着丹麦西部被纳入德国-卢森堡电力频率控制区块，德国的潜在出口能力有所提升。
图2 一次调频功率通过预认证的情况
从图2中可以看出，随着集中式电池进入市场，价格排序出清机制压低了整体价格，导致核电、硬煤电厂和生物质发电设施等高成本电源逐步退出一次调频市场。因此，抽水蓄能电站和集中式电池成为一次调频市场的主要力量。这一趋势与电力现货市场类似，但不同之处在于，抽水蓄能拥有近7吉瓦的容量，足以满足调频市场需求。因此，在新能源比例不断提高的情况下，价格不会像现货市场那样依赖燃气电厂出清定价而上升。
电池系统相对于抽水蓄能电站有两大优势。首先，抽水蓄能受限于水库和高度差等地理条件，而电池可以灵活部署在不同地区。其次，电池储能系统能够在亚秒级内快速、精准地响应功率需求，而抽水蓄能电站在发电与抽水模式之间的切换需要数秒至数分钟。尽管电池储能系统的初始成本较高且使用寿命较短，但从投资回报和总收益来看，电池储能仍具吸引力。一般而言，功率在2兆瓦以上的电池系统通常可以实现盈利。随着电池价格的持续下降，这一优势将进一步扩大。
2024年底，用于一次调频的集中式电池预认证容量超过德国的需求量（580兆瓦），不仅能够满足国内需求，还可覆盖允许的最大出口容量（166兆瓦）。然而，抽水蓄能在平均出清价格上仍然占有优势。
为了进一步扩大集中式电池在调频领域的市场容量，电池应用正逐步向二次调频领域拓展。
二次调频电池储能
德国二次调频的市场价格已接近一次调频，但电池容量仍然显得不足。此外，系统在整个服务周期内必须持续提供二次调频，并具备应对故障的备用能力。因此，电池系统通常需要更大的容量，才能独立完成二次调频任务。
为了增加市场份额，并确保全周期内的稳定调频，储能系统必须充分优化设计。一些方案试点尝试采用长时电池，如EWE能源公司采用了结合锂离子和钠硫电池的设计。另一些方案则将电池与燃气轮机结合，减少对电池容量的需求，同时确保提供4小时的调频服务。这类组合方案被认为比单独出售各类设备更具经济效益。
图3 二次调频功率通过预认证的情况
从图3可以看出，自2022年起，满足二次调频需求的集中式电池数量持续增长。二次调频市场中，电池储能系统的预认证容量从60兆瓦增至330兆瓦，增幅甚至超过了一次调频市场的增长。此外，硬煤电厂几乎已完全退出二次调频市场。
虚拟电厂通过信息技术将各类集中式和分布式发电设备（如传统电厂、太阳能、风能及家庭储能电池）整合为统一调度系统。自2009年起，德国市场开始引入虚拟电厂。例如，虚拟电厂能够调度数十座传统发电厂、数百个发电机组及上千个新能源发电设备，实现调频、自动发电优化和电力现货市场的平衡。通过集中管理发电厂的测量数据和控制指令，虚拟电厂建立发电机组的数学模型，并借助优化算法确定最优控制策略，实时将海量指令精准分配至各发电机组。自2016年起，电池在一次和二次调频中的应用得到进一步加强。电池储能系统凭借其快速响应的优势，不仅基本解决了发电计划中的阶梯误差问题，还弥补了抽水蓄能的不足。
图4 二次调频实际出力的年收入
二次调频的收入主要来自备用费用和实际出力费用，两者金额大致相当。相比于一次调频，电池在二次调频中的使用频率更高，因此，收益也更为可观。通过优化价格策略，电池还可以进一步提升调度收入。二次调频市场容量较大，日均交易量约为2吉瓦。然而，电池在二次调频中的参与度仍明显低于一次调频，这让业界感到困惑。原因可能在于技术实现的复杂性（见图4）。
然而，随着调频市场参与者的增加，价格下降的风险也逐渐显现。为了应对市场变化，电池运营商逐步将业务扩展至电力现货市场，以寻求更多的盈利机会。
现货电池储能市场现货市场推出以来，能源公司逐渐用其取代传统的削峰填谷机制，帮助用户通过市场价格波动进行套利并优化电力消费。相比传统的削峰填谷模式，如今的电池储能不仅能帮助用户规避高峰电价或避免合同违约费用，还通过参与现货市场交易实现附加利润。
现货市场中的套利方法包括利用不同市场的价格差获利。更重要的是，电池储能不仅能通过价格套利获利，还能优化系统效率，维持电力系统的稳定。根据“调频在线平台”的数据，电池在一次调频中的收入仍高于现货市场的套利收益。
通过智能优化充放电策略，电池储能系统能够在市场价格波动中实现利润的最大化。储能技术的进步和智能化管理工具的应用，使这一过程更加高效。从2022年起，市场上已经出现了利用人工智能进行优化的产品，这些产品能够在调频市场、日前市场、日内市场和实时市场等多个领域优化电池的充放电操作。与传统商业模式相比，人工智能优化可以提升超过60%的收入，类似于股票市场中的趋势跟踪算法。通常，趋势跟踪模式的盈利是套利模式的3倍以上，但由于风险更大，通常用于长期市场。
根据咨询公司Frontier Economics的预测，从2030～2050年，集中式电池在现货市场的广泛应用将大幅压低市场价格。这一趋势表明，电池储能将在未来电力市场中占据重要地位，同时提升系统效率并抑制电价上涨。作为“一池多用”模式的典型代表，电池储能不仅可以参与实时市场，还能够同时涉足日前市场、日内市场和调频市场，进一步拓展收益渠道，实现市场之间的平滑衔接。然而，随着市场价格持续走低，电池储能的商业模式也将面临潜在的挑战和风险。
德国现货市场发电侧和负荷侧都采用统一价格。相比发电侧的节点电价机制，统一电价允许更多的交易组合。因此，市场出清后，电网调度部门还需对交易结果进行安全检查。目前，电池已经被用于解决电网堵塞与稳定安全方面。
图5 德国电池储能收入指数
根据德国调频功率在线网站的数据，“一池多用”依然是一个经济性较强的选择。从图5可以看出，电池在二次调频与现货交易组合应用中的商业模式具有显著优势。如果进一步优化，其年度收入有望进一步提升。
电池储能在电网调度上的应用
近年来，德国进行了多项关于电池在电网中应用的研究，例如削峰填谷。然而，由于利用率较低，经济上通常不可行，电池在电网运行和调度中并未得到广泛应用。2024年4月，德国新能源用电比例曾超过70%，但电网调度中并未使用电池，这便是一个典型例证。
然而，最新研究表明，电池在一些特殊应用方面展现了独特优势，例如，治愈性系统保护和电网稳定安全。
首先，为保障电网安全运行，输电及高压配电线路通常采用双回线设计，即两条并行线路。当一条线路出现故障时，另一条可以替补，但每条线路只能输送一半功率。换言之，为了防止极少发生的短路事故，电网实际损失了近一半的容量。
为了进一步开发电网的输电潜力，德国的运营人员受到再调度的启发，提出了“治愈性”方法。这个新概念通过类似系统保护的方式，确保电网在故障后能够迅速恢复到安全状态。
具体来说，正常运行时，两条输电线的容量接近100%；当故障发生时，非故障线路短暂过载，网络助推器电池介入解决过载问题，系统迅速恢复正常。随后，通过电转热设备、调整发电计划、启动备用电厂、优化潮流等措施接替电池，类似一次、二次、三次调频之间的过渡过程。
电网公司的研究表明，网络助推器电池的投资回报期在合理范围内（约7～11年），可增加输电容量30%～70%，降低再调度费用80%，减少弃风弃光70%（弃风弃光次数减少20%～40%）。此外，网络助推器在无故障时可通过提供无功功率来盈利。
目前，德国各大输配电网已启动网络助推器电池的试点项目，计划优先在电网堵塞严重的地区实施，而其他地区继续沿用传统的“n−1”静态安全措施。历史上，许多大规模停电事故都是由潮流连锁越界引发的，因此，网络助推器电池是一种能够有效防止潮流连锁越界的系统保护装置。从长远来看，这一应用将为电网调度带来革命性的变革。
此外，由于德国实施弃核退煤政策，加之对架空线温度特性的利用已接近极限，电网的转动惯量和稳定安全裕度持续下降。为此，德国颁布了一系列新能源并网标准，使新型电力系统具备虚拟发电机的特性。例如，自2019年起，新安装的光伏发电设备必须按发电功率提供无功功率；高压电网中的风电和光伏还需具备类似发电机的调压能力，满足频率跌落率要求，并提供转动惯量。对于2019年前安装的风电和光伏设备，要求加装构网型电池储能。未来，德国还计划在电力现货市场推出与转动惯量相关的产品。
根据德国电网公司的预测，到2045年，网络助推器电池容量将超过50吉瓦，而包括构网型储能在内的电池总量将达到100吉瓦。这将显著提升输电能力，减少弃风弃光现象，同时为投资者带来长期收益。然而，除了试点项目，这些计划容量尚未纳入正式的电网规划，投资仍存在一定风险。
综上所述，德国电池储能市场在调频、现货市场和电网调度中的成功应用，充分展示了储能技术在提升电力系统稳定性和经济效益方面的关键作用。随着税收优惠逐渐减少，“一池多用”的商业模式预计将成为未来发展的主流。
对中国的启示与借鉴
在中国，关于电池储能的发展存在两种截然不同的观点：一种主张风电和光伏应配备一定比例的储能，大力推动电池储能技术的发展；另一种则认为风光储能的利用效率较低，盈利模式单一，可能导致发电成本上升。后者的看法与德国的实际情况比较接近，而借鉴一些德国的盈利模式正好是一种补充。
家庭电池储能
中国已经广泛普及了家庭智能电表，通过虚拟电厂的集中上市，可以有效减少新能源预测误差。扩展可控功能还有助于减少负电价现象的发生概率。然而，鉴于德国家庭电池储能的负面经验，即便电池价格相对较低，投资仍需慎重。相比之下，中国电动汽车的发展十分迅速，电池的充放电优化不仅会显著降低使用成本，还可以减少电力系统的整体投资。
调频电池储能
中国燃气电厂的比例仅为3%，而抽水蓄能电站占到6%。由于部分天然气需要进口，大规模建设燃气电厂并不现实。相反，抽水蓄能电站和电池储能调频有望迅速发展。从经济角度看，抽水蓄能相比电池储能更具成本效益。因此，抽水蓄能应成为电网调频的首选方案。在无法建设抽水蓄能电站或其建设速度跟不上新能源发展的地区，调频电池可能成为一个快速发展的替代方案，而长时储能电池或将率先应用于二次调频市场。
国内电池行业的“内卷”现象既与电池厂商数量过剩有关，也受到国内尚未完善的电价体系限制，尤其是在调频电价较低的情况下。为应对这些挑战，广东省已出台多项政策，鼓励电池储能参与调频辅助服务市场，且其调频电价也显著高于其他省份。
欧洲电力现货市场在规则和结算上是统一的，但各国在平衡结算方面仍存在一些差异。同时，欧洲已经建立了统一的调频平衡机制，并通过共同的排序优化来实现市场出清。由于中国各省调频电价存在较大差异，建立统一的调频市场显得尤为重要。通过统一市场出清，并结合各省电网潮流的边界条件，可以大幅降低系统调频成本，从而推动调频电池的应用与发展。如果电价改革顺利推进，实现电价能够前置引领规划，调频电池的潜力将进一步得到释放。然而，欧洲大部分地区采用统一或区域性的电价机制，而中国的发电市场主要采用节点电价机制，因此，需要注意两者在市场结构上的显著差异。
现货电池储能市场
类似于德国，中国也有大量高耗能企业，市场平衡机制将在其中发挥关键作用。例如，工业园区可以通过光伏与电池结合，借助虚拟电厂商业模式参与现货市场，不仅能帮助降低峰值电价，还可以参与系统调频。在调峰纳入现货市场后，企业甚至有机会直接从现货市场中获利。
与传统价格机制相比，电力现货市场的价格波动性显著增强。事实上，现货电池储能的盈利能力高度依赖市场平衡机制，而调峰是价格波动和市场活跃的主要驱动因素。火电作为调峰电源提供分钟级调节，而电池储能可实现秒级调节，两者之间时间尺度差异较大，这为调峰资源的协调带来了难题。实际上，这种差异应从调平衡的角度去理解并加以有效利用。
当前，中国尚未建立市场平衡机制，但正在积极推进相关研究。山西省已将调峰机制引入电力现货市场，为电池商业模式奠定了良好基础。当然，一个独立的调峰市场也可以引入市场平衡机制，其优点是不受节点电价的约束，因此，更具有公平性。然而，其缺点在于调峰市场的信号可能与现货市场的信号不一致，可能会对市场参与者的决策带来一定困扰。随着新能源占比的持续上升，市场平衡机制的逐步完善将进一步推动电池储能在调节与平衡中被广泛应用。
中国水利资源丰富，水电与集中式电池的结合在电力现货市场中可能具有良好的盈利前景。在调峰机制纳入现货市场的地区，水电与集中式电池结合，联合使用随机优化和基于趋势跟踪的人工智能算法，盈利潜力会更大，成为一个极具吸引力的选择。趋势跟踪作为正常的市场行为，不仅能提升盈利水平，还能降低市场价格。同时，需要做好解释工作，避免这种盈利潜力受到电价政策的限制。
电池储能在电网调度中的应用
有国内的电池厂家预计，开发和管理“零碳”电网的业务市场规模未来可能比电动汽车市场大十倍。电网调度应用主要涉及削峰填谷、提供无功支持和提升电力系统稳定性等方面。
随着电池价格的持续下降，以及现场购电协议减免过网费用的推动，基于电池的削峰填谷调度模式正呈现一定程度的回归趋势。与德国不同，由于中国电价水平较低，这一商业模式在盈利能力上是否优于现货市场和调频市场，仍需视具体情况而定。
新能源比例的不断提升，特别是在输配电网未分离的场景下，基于电池的电压/无功优化潜力显著增加。无功优化与削峰填谷结合的“一池多用”模式有望显著提高盈利水平。
在电力系统稳定性方面，与德国不同，中国仍保留了大量的传统电厂，部分地区甚至在扩建。虽然中国电力系统的稳定性和安全性问题暂时没有德国突出，但由于电压等级高和输送距离远，电网公司可能还会提前制定相关标准。对于电池制造商而言，德国的网络助推器和构网型电池储能市场，可能会首先获得更多的关注。实际上，国内头部电池厂家大多依赖欧洲、特别是德国和英国的电池市场，以弥补国内市场“内卷”带来的利润损失。
综上所述，德国在电池发展过程中积累的正反两方面经验，对中国具有一定的借鉴意义。值得注意的是，在德国，虚拟电厂主要作为市场的辅助工具，关键在于市场机制和商业模式的运作。目前，虚拟电厂不仅用于分布式新能源，还更多地参与传统电厂的联合调度。相比之下，在中国，虚拟电厂则更侧重于需求侧响应与控制。这种差异或许与两国现行的调度方式及发电侧电价机制的不同有关。
进一步而言，一方面，“一池多用”的商业模式在不同市场中的特点值得参考；另一方面，除了关注电池的经济性，也应重视其在市场中的作用。例如，电池套利和趋势跟踪等方法都是合理的市场行为，既能增强系统平衡能力，又能降低系统成本。
此外，电池只是众多储能方式之一，综合储能往往能带来更显著的协同效应。例如，光伏与热泵及储热的结合、抽水蓄能与电池储能的结合、网络助推器电池与电转热的结合，以及风电光伏储能与构网型电池储能的结合等。因此，以综合储能辅助服务技术为基础的综合能源服务和综合能源网络，才是推动能源转型的最终方向。
最后需要强调的是，德国堪称新能源商业模式的试验场，积累了丰富的正反两方面经验，借鉴它们可以显著降低试错成本。然而，由于中国国情、经济布局和地理条件与德国存在明显差异，直接复制德国的做法未必合适，仍需根据实际情况进行调整和优化。
