德國已成為歐洲電池儲能市場的主要力量，占據了約1/3的歐洲市場份額。根據德國電氣與數字行業協會的數據，截至2023年，德國電池市場相比2019年增長了429%，市場總規模約232億歐元。

目前，德國的電池裝機功率達到11吉瓦，儲能容量為16吉瓦時。根據德國輸電公司的最新統計，目前申請入網的集中式電池總功率已飆升至160吉瓦，按照之前的電網擴建計劃，市場中的集中式電池容量預計要到2045年前后才能接近50吉瓦。德國媒體將這一現象形容為一場令人震撼的“海嘯”。

在電力系統中，集中式電池儲能占據主導地位，主要用于調頻和現貨市場。隨著電池價格的下降和電網需求的增加，新的商業模式不斷涌現。其中，最引人注目的是“一池多用”的共享電池儲能模式。該模式通過一個電池儲能系統，可同時滿足調頻、現貨市場和家庭儲能等多種需求，提升了電池的利用效率和經濟效益。這些共享系統在集中式電網儲能中發揮了重要作用，并開始向家庭儲能領域滲透。

本文將探討德國電池儲能的幾大應用場景，包括家庭儲能、現貨市場、調頻市場和電網調度，并分析這些場景下的商業模式特點。同時，將解析“一池多用”模式如何提升經濟效益，以及電池應用對系統成本的影響，并展望其未來發展潛力。通過深入分析德國在經濟層面的成功與失敗經驗，本文還將探討為中國電池儲能市場提供借鑒的可能性。

家庭電池儲能

家庭電池儲能市場已成為能源行業中的一股重要力量，最常見的商業模式是將光伏系統與電池儲能相結合，電池用于提高自發電的自用比例，本質上是一種“削峰填谷”的家庭應用。

根據德國弗勞恩霍夫研究所的一項研究，在理想情況下，配備電池的家庭光伏系統成本可以與不帶電池的系統相當，但在最差情況下，成本可能會翻倍。因此，從投資角度來看，盡管電池價格在持續下降，但這類系統并不總是最具經濟效益。此外，如果沒有65%的稅收減免，家庭電池儲能幾乎無法實現盈利。

為提升家庭電池儲能的盈利能力，一種新興的商業模式——虛擬電廠應運而生。通過這一模式，家庭電池不僅可以滿足自用需求，還能通過集合電量打包進入一次調頻市場獲取額外收入，實現盈利模式的多樣化。不過，這種模式會限制自用比例，而且當前其規模仍較小。預測顯示，到2045年，德國家庭電池的規模將達到上百吉瓦。然而，測控裝置在總成本中的占比過高，系統的盈利能力顯著降低。此外，研究表明，電池的充放電可能進一步增加配電網的投資成本。相比之下，其他家庭儲能方式的盈利性更高，例如，通過市場化運營的家庭熱泵可以將包括平衡在內的系統成本降低24%，而電動汽車充電的成本甚至可以降低70%以上。

為緩解電網擁堵和維護系統平衡，德國正計劃實施更廣泛的再調度措施。以往，再調度主要通過調整電廠的發電計劃來解決電網堵塞問題，而現在，這些措施已經擴展到配電網層面，要求在新能源棄電的情況下依然保持系統平衡。未來，再調度措施將進一步覆蓋家庭光伏、熱泵和電池儲能系統。推廣可控的“智能電表”是關鍵，通過“一池多用”實現協同效應，降低測控裝置在總成本中的占比。這不僅能優化家庭的電力自用，還可參與一次調頻市場，甚至減少負電價現象的發生，并通過再調度獲取多重收益。

總的來看，家庭電池儲能不僅幫助用戶參與現貨市場交易、減少新能源預測誤差，還能優化電力消費、降低用電成本。同時，電池儲能系統不僅為家庭供電提供保障，還能通過向調頻市場售電獲得額外收益。通過“一池多用”的商業模式，有效降低控制裝置在總成本中的占比，提升了投資回報率。然而，值得注意的是，在一次調頻市場上，集中式電池由于能夠大幅降低控制裝置的相對成本，并且在容量規模上滿足調頻要求，相比家庭電池儲能展現出更強的盈利能力。

一次調頻電池儲能

調頻是通過調整電網頻率來保持發電和用電的平衡。當頻率波動時，一次調頻像是應急反應，快速進行初步調整，防止頻率變化過大；二次調頻則更精細，進一步修正頻率，確保系統長期平衡。由于一次調頻的電價在所有電價中最高，因此，它成為集中式電池儲能市場中最常見的商業模式（見圖1）。

圖1    一次調頻的總費用

德國自2014年起允許電池參與調頻市場。與2013～2015年的平均水平相比，調頻成本下降了約64%（2021年和2022年因能源危機成本有所回升），這主要得益于集中式電池在調頻中的廣泛應用。

這種商業模式的成功有三個主要原因：一是集中式電池儲能系統幾乎免稅，降低了成本；二是調頻持續時間縮短，減少了懲罰風險；三是政策改革降低了市場門檻。

首先，由于幾乎免稅，成本降低了一半。其次，調頻持續時間從半小時縮短到一刻鐘，電池在充放電時幾乎無需擔心因未達標而受到懲罰。最后，2015年德國將調頻市場的最低功率從10兆瓦降至1兆瓦，這一政策改革極大推動了市場發展。如今，調頻市場上不僅有基于生物質發電的新能源運營商，還有不持有發電廠的交易公司，甚至還有通過聚合家庭電池儲能提供服務的運營商。而在過去，調頻服務主要由傳統發電集團提供。

德國業界認為，持續盈利的關鍵在于市場容量是否充足，以及價格能否保持穩定。歐洲電網需預留3000兆瓦一次調頻容量，以彌補兩個發電機組同時故障時的功率損失。每天采購約1400兆瓦的一次調頻功率，并對各國設定最低和最高采購量。這一機制旨在確保供應商在各國的分布相對均衡，以便在電網解列時，每個地區都能擁有足夠的一次調頻儲備。

德國的一次調頻需求為580兆瓦，其中至少167兆瓦必須從德國境內采購，其余部分可從鄰國進口，前提是鄰國的一次調頻價格更低。如果德國供應商的報價足夠有競爭力，他們還可以向鄰國出口166兆瓦（出口上限），這意味著德國供應商最多可提供746兆瓦的一次調頻。隨著丹麥西部被納入德國-盧森堡電力頻率控制區塊，德國的潛在出口能力有所提升。

圖2    一次調頻功率通過預認證的情況

從圖2中可以看出，隨著集中式電池進入市場，價格排序出清機制壓低了整體價格，導致核電、硬煤電廠和生物質發電設施等高成本電源逐步退出一次調頻市場。因此，抽水蓄能電站和集中式電池成為一次調頻市場的主要力量。這一趨勢與電力現貨市場類似，但不同之處在于，抽水蓄能擁有近7吉瓦的容量，足以滿足調頻市場需求。因此，在新能源比例不斷提高的情況下，價格不會像現貨市場那樣依賴燃氣電廠出清定價而上升。

電池系統相對于抽水蓄能電站有兩大優勢。首先，抽水蓄能受限于水庫和高度差等地理條件，而電池可以靈活部署在不同地區。其次，電池儲能系統能夠在亞秒級內快速、精準地響應功率需求，而抽水蓄能電站在發電與抽水模式之間的切換需要數秒至數分鐘。盡管電池儲能系統的初始成本較高且使用壽命較短，但從投資回報和總收益來看，電池儲能仍具吸引力。一般而言，功率在2兆瓦以上的電池系統通常可以實現盈利。隨著電池價格的持續下降，這一優勢將進一步擴大。

2024年底，用于一次調頻的集中式電池預認證容量超過德國的需求量（580兆瓦），不僅能夠滿足國內需求，還可覆蓋允許的最大出口容量（166兆瓦）。然而，抽水蓄能在平均出清價格上仍然占有優勢。

為了進一步擴大集中式電池在調頻領域的市場容量，電池應用正逐步向二次調頻領域拓展。

二次調頻電池儲能

德國二次調頻的市場價格已接近一次調頻，但電池容量仍然顯得不足。此外，系統在整個服務周期內必須持續提供二次調頻，并具備應對故障的備用能力。因此，電池系統通常需要更大的容量，才能獨立完成二次調頻任務。

為了增加市場份額，并確保全周期內的穩定調頻，儲能系統必須充分優化設計。一些方案試點嘗試采用長時電池，如EWE能源公司采用了結合鋰離子和鈉硫電池的設計。另一些方案則將電池與燃氣輪機結合，減少對電池容量的需求，同時確保提供4小時的調頻服務。這類組合方案被認為比單獨出售各類設備更具經濟效益。

圖3    二次調頻功率通過預認證的情況

從圖3可以看出，自2022年起，滿足二次調頻需求的集中式電池數量持續增長。二次調頻市場中，電池儲能系統的預認證容量從60兆瓦增至330兆瓦，增幅甚至超過了一次調頻市場的增長。此外，硬煤電廠幾乎已完全退出二次調頻市場。

虛擬電廠通過信息技術將各類集中式和分布式發電設備（如傳統電廠、太陽能、風能及家庭儲能電池）整合為統一調度系統。自2009年起，德國市場開始引入虛擬電廠。例如，虛擬電廠能夠調度數十座傳統發電廠、數百個發電機組及上千個新能源發電設備，實現調頻、自動發電優化和電力現貨市場的平衡。通過集中管理發電廠的測量數據和控制指令，虛擬電廠建立發電機組的數學模型，并借助優化算法確定最優控制策略，實時將海量指令精準分配至各發電機組。自2016年起，電池在一次和二次調頻中的應用得到進一步加強。電池儲能系統憑借其快速響應的優勢，不僅基本解決了發電計劃中的階梯誤差問題，還彌補了抽水蓄能的不足。

圖4    二次調頻實際出力的年收入

二次調頻的收入主要來自備用費用和實際出力費用，兩者金額大致相當。相比于一次調頻，電池在二次調頻中的使用頻率更高，因此，收益也更為可觀。通過優化價格策略，電池還可以進一步提升調度收入。二次調頻市場容量較大，日均交易量約為2吉瓦。然而，電池在二次調頻中的參與度仍明顯低于一次調頻，這讓業界感到困惑。原因可能在于技術實現的復雜性（見圖4）。

然而，隨著調頻市場參與者的增加，價格下降的風險也逐漸顯現。為了應對市場變化，電池運營商逐步將業務擴展至電力現貨市場，以尋求更多的盈利機會。

現貨電池儲能市場現貨市場推出以來，能源公司逐漸用其取代傳統的削峰填谷機制，幫助用戶通過市場價格波動進行套利并優化電力消費。相比傳統的削峰填谷模式，如今的電池儲能不僅能幫助用戶規避高峰電價或避免合同違約費用，還通過參與現貨市場交易實現附加利潤。

現貨市場中的套利方法包括利用不同市場的價格差獲利。更重要的是，電池儲能不僅能通過價格套利獲利，還能優化系統效率，維持電力系統的穩定。根據“調頻在線平臺”的數據，電池在一次調頻中的收入仍高于現貨市場的套利收益。

通過智能優化充放電策略，電池儲能系統能夠在市場價格波動中實現利潤的最大化。儲能技術的進步和智能化管理工具的應用，使這一過程更加高效。從2022年起，市場上已經出現了利用人工智能進行優化的產品，這些產品能夠在調頻市場、日前市場、日內市場和實時市場等多個領域優化電池的充放電操作。與傳統商業模式相比，人工智能優化可以提升超過60%的收入，類似于股票市場中的趨勢跟蹤算法。通常，趨勢跟蹤模式的盈利是套利模式的3倍以上，但由于風險更大，通常用于長期市場。

根據咨詢公司Frontier Economics的預測，從2030～2050年，集中式電池在現貨市場的廣泛應用將大幅壓低市場價格。這一趨勢表明，電池儲能將在未來電力市場中占據重要地位，同時提升系統效率并抑制電價上漲。作為“一池多用”模式的典型代表，電池儲能不僅可以參與實時市場，還能夠同時涉足日前市場、日內市場和調頻市場，進一步拓展收益渠道，實現市場之間的平滑銜接。然而，隨著市場價格持續走低，電池儲能的商業模式也將面臨潛在的挑戰和風險。

德國現貨市場發電側和負荷側都采用統一價格。相比發電側的節點電價機制，統一電價允許更多的交易組合。因此，市場出清后，電網調度部門還需對交易結果進行安全檢查。目前，電池已經被用于解決電網堵塞與穩定安全方面。

圖5    德國電池儲能收入指數

根據德國調頻功率在線網站的數據，“一池多用”依然是一個經濟性較強的選擇。從圖5可以看出，電池在二次調頻與現貨交易組合應用中的商業模式具有顯著優勢。如果進一步優化，其年度收入有望進一步提升。

電池儲能在電網調度上的應用

近年來，德國進行了多項關于電池在電網中應用的研究，例如削峰填谷。然而，由于利用率較低，經濟上通常不可行，電池在電網運行和調度中并未得到廣泛應用。2024年4月，德國新能源用電比例曾超過70%，但電網調度中并未使用電池，這便是一個典型例證。

然而，最新研究表明，電池在一些特殊應用方面展現了獨特優勢，例如，治愈性系統保護和電網穩定安全。

首先，為保障電網安全運行，輸電及高壓配電線路通常采用雙回線設計，即兩條并行線路。當一條線路出現故障時，另一條可以替補，但每條線路只能輸送一半功率。換言之，為了防止極少發生的短路事故，電網實際損失了近一半的容量。

為了進一步開發電網的輸電潛力，德國的運營人員受到再調度的啟發，提出了“治愈性”方法。這個新概念通過類似系統保護的方式，確保電網在故障后能夠迅速恢復到安全狀態。

具體來說，正常運行時，兩條輸電線的容量接近100%；當故障發生時，非故障線路短暫過載，網絡助推器電池介入解決過載問題，系統迅速恢復正常。隨后，通過電轉熱設備、調整發電計劃、啟動備用電廠、優化潮流等措施接替電池，類似一次、二次、三次調頻之間的過渡過程。

電網公司的研究表明，網絡助推器電池的投資回報期在合理范圍內（約7～11年），可增加輸電容量30%～70%，降低再調度費用80%，減少棄風棄光70%（棄風棄光次數減少20%～40%）。此外，網絡助推器在無故障時可通過提供無功功率來盈利。

目前，德國各大輸配電網已啟動網絡助推器電池的試點項目，計劃優先在電網堵塞嚴重的地區實施，而其他地區繼續沿用傳統的“n?1”靜態安全措施。歷史上，許多大規模停電事故都是由潮流連鎖越界引發的，因此，網絡助推器電池是一種能夠有效防止潮流連鎖越界的系統保護裝置。從長遠來看，這一應用將為電網調度帶來革命性的變革。

此外，由于德國實施棄核退煤政策，加之對架空線溫度特性的利用已接近極限，電網的轉動慣量和穩定安全裕度持續下降。為此，德國頒布了一系列新能源并網標準，使新型電力系統具備虛擬發電機的特性。例如，自2019年起，新安裝的光伏發電設備必須按發電功率提供無功功率；高壓電網中的風電和光伏還需具備類似發電機的調壓能力，滿足頻率跌落率要求，并提供轉動慣量。對于2019年前安裝的風電和光伏設備，要求加裝構網型電池儲能。未來，德國還計劃在電力現貨市場推出與轉動慣量相關的產品。

根據德國電網公司的預測，到2045年，網絡助推器電池容量將超過50吉瓦，而包括構網型儲能在內的電池總量將達到100吉瓦。這將顯著提升輸電能力，減少棄風棄光現象，同時為投資者帶來長期收益。然而，除了試點項目，這些計劃容量尚未納入正式的電網規劃，投資仍存在一定風險。

綜上所述，德國電池儲能市場在調頻、現貨市場和電網調度中的成功應用，充分展示了儲能技術在提升電力系統穩定性和經濟效益方面的關鍵作用。隨著稅收優惠逐漸減少，“一池多用”的商業模式預計將成為未來發展的主流。

對中國的啟示與借鑒

在中國，關于電池儲能的發展存在兩種截然不同的觀點：一種主張風電和光伏應配備一定比例的儲能，大力推動電池儲能技術的發展；另一種則認為風光儲能的利用效率較低，盈利模式單一，可能導致發電成本上升。后者的看法與德國的實際情況比較接近，而借鑒一些德國的盈利模式正好是一種補充。

家庭電池儲能

中國已經廣泛普及了家庭智能電表，通過虛擬電廠的集中上市，可以有效減少新能源預測誤差。擴展可控功能還有助于減少負電價現象的發生概率。然而，鑒于德國家庭電池儲能的負面經驗，即便電池價格相對較低，投資仍需慎重。相比之下，中國電動汽車的發展十分迅速，電池的充放電優化不僅會顯著降低使用成本，還可以減少電力系統的整體投資。

調頻電池儲能

中國燃氣電廠的比例僅為3%，而抽水蓄能電站占到6%。由于部分天然氣需要進口，大規模建設燃氣電廠并不現實。相反，抽水蓄能電站和電池儲能調頻有望迅速發展。從經濟角度看，抽水蓄能相比電池儲能更具成本效益。因此，抽水蓄能應成為電網調頻的首選方案。在無法建設抽水蓄能電站或其建設速度跟不上新能源發展的地區，調頻電池可能成為一個快速發展的替代方案，而長時儲能電池或將率先應用于二次調頻市場。

國內電池行業的“內卷”現象既與電池廠商數量過剩有關，也受到國內尚未完善的電價體系限制，尤其是在調頻電價較低的情況下。為應對這些挑戰，廣東省已出臺多項政策，鼓勵電池儲能參與調頻輔助服務市場，且其調頻電價也顯著高于其他省份。

歐洲電力現貨市場在規則和結算上是統一的，但各國在平衡結算方面仍存在一些差異。同時，歐洲已經建立了統一的調頻平衡機制，并通過共同的排序優化來實現市場出清。由于中國各省調頻電價存在較大差異，建立統一的調頻市場顯得尤為重要。通過統一市場出清，并結合各省電網潮流的邊界條件，可以大幅降低系統調頻成本，從而推動調頻電池的應用與發展。如果電價改革順利推進，實現電價能夠前置引領規劃，調頻電池的潛力將進一步得到釋放。然而，歐洲大部分地區采用統一或區域性的電價機制，而中國的發電市場主要采用節點電價機制，因此，需要注意兩者在市場結構上的顯著差異。

現貨電池儲能市場

類似于德國，中國也有大量高耗能企業，市場平衡機制將在其中發揮關鍵作用。例如，工業園區可以通過光伏與電池結合，借助虛擬電廠商業模式參與現貨市場，不僅能幫助降低峰值電價，還可以參與系統調頻。在調峰納入現貨市場后，企業甚至有機會直接從現貨市場中獲利。

與傳統價格機制相比，電力現貨市場的價格波動性顯著增強。事實上，現貨電池儲能的盈利能力高度依賴市場平衡機制，而調峰是價格波動和市場活躍的主要驅動因素。火電作為調峰電源提供分鐘級調節，而電池儲能可實現秒級調節，兩者之間時間尺度差異較大，這為調峰資源的協調帶來了難題。實際上，這種差異應從調平衡的角度去理解并加以有效利用。

當前，中國尚未建立市場平衡機制，但正在積極推進相關研究。山西省已將調峰機制引入電力現貨市場，為電池商業模式奠定了良好基礎。當然，一個獨立的調峰市場也可以引入市場平衡機制，其優點是不受節點電價的約束，因此，更具有公平性。然而，其缺點在于調峰市場的信號可能與現貨市場的信號不一致，可能會對市場參與者的決策帶來一定困擾。隨著新能源占比的持續上升，市場平衡機制的逐步完善將進一步推動電池儲能在調節與平衡中被廣泛應用。

中國水利資源豐富，水電與集中式電池的結合在電力現貨市場中可能具有良好的盈利前景。在調峰機制納入現貨市場的地區，水電與集中式電池結合，聯合使用隨機優化和基于趨勢跟蹤的人工智能算法，盈利潛力會更大，成為一個極具吸引力的選擇。趨勢跟蹤作為正常的市場行為，不僅能提升盈利水平，還能降低市場價格。同時，需要做好解釋工作，避免這種盈利潛力受到電價政策的限制。

電池儲能在電網調度中的應用

有國內的電池廠家預計，開發和管理“零碳”電網的業務市場規模未來可能比電動汽車市場大十倍。電網調度應用主要涉及削峰填谷、提供無功支持和提升電力系統穩定性等方面。

隨著電池價格的持續下降，以及現場購電協議減免過網費用的推動，基于電池的削峰填谷調度模式正呈現一定程度的回歸趨勢。與德國不同，由于中國電價水平較低，這一商業模式在盈利能力上是否優于現貨市場和調頻市場，仍需視具體情況而定。

新能源比例的不斷提升，特別是在輸配電網未分離的場景下，基于電池的電壓/無功優化潛力顯著增加。無功優化與削峰填谷結合的“一池多用”模式有望顯著提高盈利水平。

在電力系統穩定性方面，與德國不同，中國仍保留了大量的傳統電廠，部分地區甚至在擴建。雖然中國電力系統的穩定性和安全性問題暫時沒有德國突出，但由于電壓等級高和輸送距離遠，電網公司可能還會提前制定相關標準。對于電池制造商而言，德國的網絡助推器和構網型電池儲能市場，可能會首先獲得更多的關注。實際上，國內頭部電池廠家大多依賴歐洲、特別是德國和英國的電池市場，以彌補國內市場“內卷”帶來的利潤損失。

綜上所述，德國在電池發展過程中積累的正反兩方面經驗，對中國具有一定的借鑒意義。值得注意的是，在德國，虛擬電廠主要作為市場的輔助工具，關鍵在于市場機制和商業模式的運作。目前，虛擬電廠不僅用于分布式新能源，還更多地參與傳統電廠的聯合調度。相比之下，在中國，虛擬電廠則更側重于需求側響應與控制。這種差異或許與兩國現行的調度方式及發電側電價機制的不同有關。

進一步而言，一方面，“一池多用”的商業模式在不同市場中的特點值得參考；另一方面，除了關注電池的經濟性，也應重視其在市場中的作用。例如，電池套利和趨勢跟蹤等方法都是合理的市場行為，既能增強系統平衡能力，又能降低系統成本。

此外，電池只是眾多儲能方式之一，綜合儲能往往能帶來更顯著的協同效應。例如，光伏與熱泵及儲熱的結合、抽水蓄能與電池儲能的結合、網絡助推器電池與電轉熱的結合，以及風電光伏儲能與構網型電池儲能的結合等。因此，以綜合儲能輔助服務技術為基礎的綜合能源服務和綜合能源網絡，才是推動能源轉型的最終方向。

最后需要強調的是，德國堪稱新能源商業模式的試驗場，積累了豐富的正反兩方面經驗，借鑒它們可以顯著降低試錯成本。然而，由于中國國情、經濟布局和地理條件與德國存在明顯差異，直接復制德國的做法未必合適，仍需根據實際情況進行調整和優化。