德国电网友好型大规模储能利用实例和监管的讨论

1.电池储能的应用背景

  关键技术

  2030年德国80%的发电量预计将来自可再生能源。2045年这一数字甚至将可能达到100%。这给电网带来了严峻的挑战，因为如果不提高电网的灵活性，就无法保证电网的稳定性。特别是可再生能源的高波动性带来了一个重大问题，因为可再生能源对天气条件的依赖意味着基本负荷电力不可能在一天的任何时候都持续供应。因此随着可再生能源在电力结构中所占比例的不断增加，必须采取措施，以便在未来能够更加灵活地应对可再生能源生产的波动。大型储能系统在这方面发挥着关键作用。由于其超过90%的高效率和极快的响应时间（可在几分之一秒内提供全部电力），它们可以在短时间内补偿可再生能源发电的波动，同时为可再生能源长期并入电网做出重要贡献。

  市场挑战

  可再生能源的广泛应用增加了对电网基础设施和服务的需求，也提升了确保电网的稳定和供应安全的难度。这是因为可再生能源在电力组合中所占比例越大，能源生产的波动性和不可预测性就越大。这导致新能源同时系数偏差很高，从而越来越多地导致电网过载堵塞，这又进一步削减了相关的电力生产（主要是可再生能源）。除此之外，能源需求和发电的不同步性也增加了在日照不足和风力不足期间出现发电不足的风险。这些现象造成电力市场价格的巨大波动，以及化石燃料发电厂高峰负荷覆盖率造成的高价格。

  在可再生能源占主导地位的阶段，发电量不稳定，市场和电网出现波动

  外部影响因素，如俄乌战争以及与之相关的2022年2月起的天然气短缺，也对现货市场的电价（下图：EXPEX Spot Baseload）和电力市场的波动性（下图：Trianel FlexIndex 电力市场的波动性）产生了明显的重大影响。然而在2021年年中左右乌克兰战争爆发之前，整个市场的水平和波动性都已显著上升。

  虽然目前（截至 2023 年 9 月）电价区间已经恢复到乌克兰战争爆发前的水平，但仍处于持续的高水平，这个情况与市场平均价格水平的发展日益脱钩。这表明，电力市场波动的基本驱动因素，尤其是间歇性可再生能源的大规模扩张，现在已经在很大程度上显现出来，尽管天然气的供应情况现在已经恢复稳定，但电力市场的动荡仍然很大。

2.电池储能的应用领域

  电网面临的这些挑战也为电池储能系统提供了施展拳脚的空间。储能被部署在电网节点上，用于平衡可再生能源波动和需求波动造成的价格波动，减少堵塞，并保持系统在50Hz频率下的稳定。以下是应用领域概览：

  日内交易，电池储能系统参与短期电力市场的交易，以弥补电力短缺或过剩，从而抵消极端的价格波动。这一点尤为重要，因为近年来德国现货市场、邻近市场以及整个欧洲电网的价格波动都在急剧增加。通过智能营销，即在价格有利时（通常是可再生能源过剩）获取电力，并在价格高时（通常是可再生能源过少）将电力输入电网，储能系统的运行水平直接影响电价的稳定和降低。

  堵塞管理，是指避免或消除电网过载。储能系统可以快速、精确和经济高效地输入或提取能量，以平衡电网中的负载流。

  大规模电池储能系统就能最大限度地减少光伏、风电等可再生能源的停机，并支持电网的扩展。通过这种方式，大规模电池储能可以最大限度地减少光伏、风电等可再生能源的停机时间，并为电网扩容提供支持。同时，储能系统还能降低重新调度成本，从而帮助减少电网费用。

  从纯粹的技术角度来看，电池储能的其他用途也是可行的，例如无功功率管理、黑启动能力、类似于TSO目前计划的 "电网助推器 "的用途，提供瞬时储备。然而，在实践中缺乏实施这些措施的监管框架条件。

  提供平衡能源的目的是平衡电网频率的波动，保持50Hz的恒定频率。由于储能系统的反应速度非常快，电网频率的稳定可以在几毫秒内完成，而且非常精确可靠。电池储能系统在这方面做得非常成功且部署速度快，这也直接导致近年来，特别是近几个月来，FCR的价格不断下降，最终用户因电网费用降低而受益。

  实例/电池储能的应用实例

  在实践中，Kyon Energy 的储能系统被用于多种用途--在日内服务于不同的应用场景，有时甚至同时服务于不同的应用场景。下图概述了一个示例日，在这种情况下，在频率控制储备（FCR 和aFRR）和日内市场上进行营销。

  随着时间的推移，可以将各种价值收入流结合起来。必须考虑的前提是，德国的平衡电量目前是在前一天以4小时为单位拍卖的。电网运营商向储能运营商支付预留控制储备的价格。在二级控制储备的情况下，还商定了一个为所提供的能源支付的价格。除前一天的拍卖外，还可在15分钟区块的日内过程中提供二级控制储备，但只对交付的控制能量进行补偿。

  同样重要的是，在单个4小时区块内，可以将几种收益方案结合起来。例如，在实际操作中，通常会提供固定收益率，并将可用容量投放到日内市场。同时销售全脂回收率和盘中市场也是可行的，同时销售所有三种收入流也是可行的。重要的是，储能设施必须始终在允许的技术范围内运行，并且在储能设施已经完全清空的情况下，不得再出售电力。

  德国电池储能市场：现状与增长需求

  随着可再生能源越来越多地并入电网，以及传统发电厂的同时关闭，导致发电量与需求量之间的差距越来越大，德国的电池储能市场非常活跃，增长势头强劲。电池储能系统作为电网稳定和有效利用可再生能源的解决方案，正逐渐成为人们关注的焦点。尽管如此，其潜力还远远没有被挖掘出来。为了实现2030年80%的可再生能源和 2045 年 100% 的可再生能源的目标

  Fraunhofer ISE 预测到 2024储能需求将增加到超过100GWh，到2030年将增加到180GWh，其中很大一部分将由电池储能来满足。2037/45 年电网发展计划也认为有必要扩大储能，将其作为进一步发展电网基础设施不可或缺的一部分，不过该计划的预测更为谨慎。到 2037 年，将有 23.7GWh的电池储能空间，到2045 年将达到 54.5GWh。德国离这些数字还有很大差距。截至今天（2023 年 9 月）共1.3GWh的电池储能容量在运行。

3.电池储能系统对电网的其它积极作用

  电网可维护性 - 这意味着什么？

  “电网性能”是指电力系统或装置对电网的稳定性、高效性和可靠性做出积极贡献的能力。与电网兼容的系统能够应对电网的要求和挑战，并有助于优化能源流。这一方面可以通过电网运营商对系统的了解、规划或可控性来实现，另一方面也可以通过促进电网负荷的均衡来实现。

  在可再生能源和储能系统方面，“电网服务能力”是指系统帮助平滑发电和需求波动、保持电网电压和频率稳定、避免瓶颈和减少昂贵的电网扩建需求的能力。

  电池储能系统的电网友好型使用

  纯粹支持电网使用的储能系统可以减少电网中的一些最大问题，从而降低总体电网成本。然而，目前的法律和监管框架极大地限制了储能系统的电网服务利用率和技术潜力。一方面由于没有既定的重新调度补偿法规，特别是对电池存储运营商而言，电网运营商无法实施该流程；另一方面，由于电网运营商本身不允许从储能系统的运营中获得任何收入，因此不允许拥有至少部分在市场上运营的系统。因此，纯粹为电网服务在经济上是不可行的。因此，很大一部分电网服务，如无功功率管理、黑启动能力、作为电网运行资源用于（"n-1"）运行或瞬时储备，仍将无法利用。

  电网友好型应用的挑战

  既然电池储能系统具有更大的技术潜力，而且现在已经可以接管更多的电网支持系统服务，为什么还要阻止它们呢？电网运营商已经认识到了储能系统的附加值，但在使用这些系统之前，仍有许多监管和运营方面的障碍需要克服。要以对电网友好的方式利用储能系统，必须克服以下关键挑战：

  1. 面向终端消费者，制定储能系统的建造补贴计划。

  2. 根据 EnWG 第118(6)条的规定，电网费豁免暂时仅限于2026年年中之前投入使用的储能设施。

  3.根据 EnWG 第118(6) 节，电网费豁免不适用于除电网利用外，发电侧储能或工业商业储能业务模式的存储设施。

  4. 过长的并网申请和实施时间。

  5.电网基础设备建设的时间过长，电网并网容量的部分不可用，使得储能系统容量的无法充分发挥，因为电网规划的基础是满足储能系统的可靠、长期，满载运行，最大程度满足最终消费者/发电厂的调用需要。

  解决方案：利用市场服务型储能设施为电网服务

  一种可行的解决方案是利用市场化的储能设施为电网服务，这样既能实现市场收入潜力，又能为电网提供支持。例如，电网服务储能设施的建设和运营可由第三方进行，并根据收费规定出租给电网运营商。必须进行监管改革，以确保因使用电池储能系统而节省的拥堵管理费用对电网运营商的资产负债表产生积极影响。

  为了克服电网运营商缺乏利用储能灵活性的激励机制这一障碍，从长远来看，需要对激励条例进行调整。特别是，必须确保电网运营商的资产负债表中反映出利用储能设施进行拥塞管理所节省的成本（例如，增加可再生能源渗透比例）。

  激励条例是一套非常静态的规则，这意味着只有在长期内才能对其进行实际调整。此外，联邦网络局和联邦政府之间的权限重组目前正在进行，这也是现行《激励条例》将于2028年12月31日到期并被联邦网络局的规范所取代的原因。目前的实际情况使得与激励条例内容相关的制定工作变得更加困难。为了在中期内通过使用储能来解决计划中的电网容量阻塞问题，需要确定一个运营概念，以确保电网友好型运营，以及有关责任、成本、期限和收入不足补偿的法律规定。

  这种运行概念可以作为“储能并网条例”(SpeicherNAV)

  "SpeicherNAV" 是 Kyon Energy 制定的一份概念文件，旨在快速实施透明、明确的法规，以促进储能设施的并网、市场和电网友好型应用。

  要实现这一点，成功的存储净增值需要考虑五个关键点：

  1.应用领域：

  适用范围应包括所有储能系统与供电电网的并网，电压至少为10千伏（中压电网及以上）。

  2.优先并网：

  与可再生能源系统一样，为系统提供服务的储能系统也应获得加速和优惠并网（类似于《2023 年欧洲能源条例》第 8 节），以便能够尽快利用其潜力。

  3.电网友好型运行理念：

  如果储能设施享受SpeicherNAV的特权，其运行模式也必须符合电网的需求。作为一种灵活和个性化的解决方案，可以理解为配电系统运营商在连接过程中根据特定规则为储能系统的运行概念定义一定的指导原则，以便能够使储能系统的行为以最佳方式适应个别电网情况。这将为电网运营商提供必要的承诺，增加电网运营商的电网运行裕度。

  4.操作概念的定义：

  为了创建运行概念，必须确定计划中的储能系统的技术能力和限制，并由电网运营商检查并网点、输电线、潮流和电网影响以及储能系统的预期使用范围。然后，运营概念将描述电网运营商在以下方面的选择方案：调整储能设施在时间、供应水平和馈入方向上的运行，提前协调运行时段和周期，在有限时段内自由处置储能设施及禁止储能设施运营商在某些时段提供平衡能源。

  5.公平分配成本：

  该法规应对储能系统运营商与电网运营商之间的成本分担做出明确规定，以确保储能项目的经济可行性，并公平分配经济利益。如果储能运营商允许电网运营商干扰储能设施的运行，则应为限制储能运行而获得相应补偿。该规定基本上可参照 EnWG 第 13a 节（重新调度措施）。经济补偿应确保储能系统运营商不会遭受任何经济损失，不会超过其在没有运行限制的情况下所遭受的损失。

结语

  如果以对电网友好的方式使用电池储能系统，它们就有可能承担电网中重要的系统任务，减少电网中的一些最大挑战，从而普遍降低电网成本。现在必须创造适当的法律和监管框架条件，从而使整个经济、电网和社会受益。