德国大储市场重磅利好！2037年大型电池装机容量约为24GW

惯性服务市场明年向储能系统开放

自2026年起，德国输电系统运营商（TSO）将开始向电池储能系统（BESS）支付提供惯性服务的费用。惯性服务对于维持频率稳定至关重要，这为德国市场的电池储能系统项目开辟了另一条辅助服务收入渠道。

惯性是指电力系统对电力不平衡现象固有的即时物理响应，有助于防止频率稳定极限被突破。随着配备旋转质量的传统发电机被可再生能源所取代，系统中的惯性储备减少，惯性服务正变得愈发重要。

补偿将基于合同整个期限内的固定价格机制，合同期限为2- 10 年。价格最初将由输电系统运营商确定，并在两年内保持有效。两年期满后，输电系统运营商将根据采购区域、提供的具体产品以及计费周期内的服务可用性，为新的惯性采购合同设定新的固定价格。首次采购窗口的最终定价细节将不晚于2026年1月28日公布。

将提供四种不同的产品，根据惯性响应的方向（正向或负向）和所需的可用性（基础：30%，优质：90%）进行区分。

输电系统运营商在设定价格时，会考虑市场状况、技术发展以及系统需求。定价旨在覆盖服务提供成本，包含投资激励，并设置降价因素以鼓励尽早提供惯性服务。

只有在价格信息公布后，才能评估电池储能系统额外收入的吸引力。就电池储能系统而言，系统需要配备具备构网能力的逆变器来提供惯性服务，这可能会导致系统的资本支出增加。

惯性服务提供商必须满足技术要求，包括在合同整个期限内具备提供惯性服务的有效认证。具体的认证标准和程序尚未公布。

输电费用制度或全面重构

德国联邦网络管理局已启动一项名为“电力框架总体决议”的审议程序，拟对现行电网费用机制进行结构性改革。

目前，电网费率仅由最终用电用户承担。联邦网络管理局正在考虑是否应扩大收费范围至电源侧，从而将网络建设成本在更多市场参与者之间分摊。改革方案选项包括：固定费用（standing charges）、按容量计价的费用（capacity prices），以及结合时段与区域价格信号的动态网络费率（如时段电价）。

值得注意的是，储能设施当前享有免缴电网费率的政策，期限至2029年。监管机构希望构建一个长期、符合技术特性的新框架，使储能技术能够真正融入电网体系。

在发布的讨论文件中，监管机构指出：“对电力系统而言，理应为储能设施制定一种在不限制其在电力市场及系统服务市场活动的前提下，又能合理反映其对电网成本贡献的网络费率机制。

储能远期目标

德国联邦经济事务与气候保护部应明确表示，只有当电力供应系统（除了其他灵活性之外），能够依靠高安装的储能能力时，气候保护目标才可实现。

目前的电网发展规划预计，到2037年，小型电池储能装机容量约为67GW，大型电池装机容量约为24GW，到2045年，这一数字将分别达到98至113GW和43至54GW。

在电网规则（RfG）中引入具有约束力的“储能与发电”比例，要求新的风能和太阳能电站必须配套建设最低数量的电池储能系统。

德国已规划的大型储能项目一览：

储能相关补贴政策