电网扩建真的是德国扩大电池储能规模的决定性杠杆吗？大型独立储能项目开发商兼运营商Kyon Energy的董事总经理弗洛里安·安特卫普对此持更为审慎的看法。

他在本次访谈中阐释了储能为何对降低电价和保障供电安全至关重要，当前哪些监管障碍拖累了储能扩张，以及为何能源转型的成功关键在于提升灵活性而非单纯扩建电网。

Kyon Energy董事总经理弗洛里安·安特卫普访谈录

Kyon Energy是如何创立的？

弗洛里安·安特卫普：大约五年前，德国的大型固定式电池储能系统——尤其是作为发电厂解决方案——仍属罕见。当时许多市场参与者尚未看到可行的商业模式。但Kyon Energy从一开始就坚信，从能源经济学角度看这类项目不可或缺。基于这一信念，我们在市场尚处萌芽阶段便创立了公司。尽管Kyon Energy是一家年轻企业，但近年来我们发展迅猛，已成为固定式电池储能系统建设运营领域的领先供应商之一。

Kyon的核心业务是怎样的？

弗洛里安·安特卫普：作为储能项目的开发商和运营商，我们的工作涵盖选址、购地、确保电网接入、获取施工许可及安排融资等全流程。目前我们约有1.2吉瓦的储能容量在建，其中大部分是自有项目，小部分是为第三方承建的系统。总体而言，我们从绿地项目的初步构想阶段就介入支持，直至项目生命周期结束，且通常将项目保留在自有资产组合中。

我们推行所谓的“一体化电力战略”，不仅销售电力也进行采购，同时覆盖大型电池储能的全价值链——从项目开发建设到运营商业化。基于此，我们自视为能源市场中独立的灵活性服务提供商。

作为并网大型储能市场的管理者，您目前最关注哪些议题或发展动态？

弗洛里安·安特卫普：当前我最关注监管政策的不确定性。在建筑法规方面，电池储能在未开发区域的优先地位近期被大幅限制：现在仅允许在变电站200米半径内享有优先权。我们认为这并不合理，因为这些区域本应用于电网扩建，导致用地冲突，而电网与储能基础设施本需紧密协同。

另一关键不确定性涉及未来电网费用规定。根据德国《能源产业法》第18条，现行豁免政策仅适用于2029年8月4日前投运的电池储能系统，且豁免有效期仅20年。但联邦网络管理局正在讨论该截止日期后的监管框架调整方案。

由于项目开发建设周期超过三年，新项目已很难赶上该期限。加之监管前景不明，新项目开发目前风险极高。因此我们仅以非常审慎的态度投资新项目开发，毕竟经济框架条件存在太多不确定性。

德国《发电厂电网接入条例》废止后，储能项目开发商的处境是否有所改善？

弗洛里安·安特卫普：废止该条例并引入“成熟度分级程序”本质上是合理的，这顺应了框架条件的变化。但目前仅输电网络项目有新规可循，且该程序更偏向电网运营商利益。这符合当前立法阶段的总体趋势——电网运营商和大型能源供应商的话语权被过度放大。

必须区分输电系统运营商和配电系统运营商：前者技术实力雄厚，我认为他们能有效应对复杂挑战；而许多配电系统运营商压力巨大，他们服务大量终端客户（包括众多家庭用户），在多领域已超负荷运转。在我看来，政策制定者对其在可持续能源供应中的核心作用仍缺乏足够认识。但有一点很明确：没有实力雄厚的配电系统运营商，就不可能实现可持续、高性价比且面向未来的能源供应。

为有效支持电网级储能扩张，德国政府应在2026年底前采取哪些政治措施？

弗洛里安·安特卫普：政治讨论常将电网扩建奉为核心解决方案。但电网扩建成本高昂、耗时漫长且未必高效。当然适度扩建是必要的，但绝非万能解药。我认为更应注重发电资产的整合优化、灵活性资源的利用以及储能系统的融合。智能电表普及率过低是关键症结——目前仅约5%终端用户安装此类系统。缺乏这项基础设施，就难以获取必要数据和价格信号来精准管理热泵、电动汽车等灵活资产，导致电网中大量灵活性潜力闲置。

我注意到政策制定者并非总能认识到储能系统是灵活能源体系的关键组成部分。这需要思维转变：应优化再调度措施的规划，深化对配电网内部运行的理解。同时希望配电系统运营商能承担更多责任并获得更强激励——例如若未充分利用现有灵活性避免再调度，就应分摊相应成本。

此外，当前监管讨论正在动摇电池储能的既有商业模式。尽管多数项目由私人资本支持，但监管稳定性缺失引发不确定性，导致长期争论并拖慢投资节奏。我期待政策制定者能提供更稳定的监管环境。这不仅关乎储能运营商的利益，拓展灵活性对整个能源市场都至关重要。若能将各类灵活性选项深度融合并形成竞争，将显著降低电价——这对承受高波动性能源价格的企业和家庭而言具有决定性意义。因此我认为储能与灵活性的扩张是构建未来能源供应的核心基石。

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