德国能源系统正日益波动——因此，电网稳定辅助服务的需求将发生变化，部分服务将从2026年起愈发重要。与此同时，大型独立储能系统的电网接入容量预计在2030年前基本耗尽。

在这份趋势报告中，The Mobility House高级业务发展经理马克·昂特海姆阐释了这种趋势为共享并置项目创造的机遇，以及未来哪些市场将提供极具吸引力的收益策略。

2026年后的焦点：惯量、手动频率恢复备用与无功功率

随着波动性可再生能源占比增长，电力馈入曲线日趋不规则。与此同时，长期以来维持系统稳定的传统发电厂正逐步淘汰。这推高了系统灵活性需求与电网稳定服务需求。三类辅助服务正成为关注焦点：含频率服务（如自动频率恢复备用aFRR）是德国电池最重要的平衡市场，而频率控制备用（FCR）虽仍是重要细分市场，但已非主导力量。展望未来，随着FCR/aFRR市场趋近饱和，手动频率恢复备用（mFRR）对电池储能系统的意义将日益凸显——正如当前保加利亚的市场现状。

传统发电厂的逐步退役正在造成惯量供需失衡。自2026年起，德国将通过新型市场化产品采购惯量，配备构网型逆变器的电池储能系统将可参与其中。与此同时，电压稳定辅助服务（尤其是无功功率提供）的重要性日益提升。"对储能运营商而言，这开辟了额外收益渠道，该渠道在与电网扩建及区域阻塞情况结合时可能尤为重要。总体而言，独立部署与共享并置储能系统都将成为日益波动的能源系统中保障电网稳定的关键组件。"马克·昂特海姆如是说。

独立储能发展陷入停滞

德国大型并网储能市场正出现明显转向。数十兆瓦至数百兆瓦级别的独立大型储能项目接入点已基本分配完毕。根据德国版《光伏杂志》最新报告，配电与输电系统运营商近期批准的78吉瓦项目将占用现有电网接入容量直至2030年左右。虽然已获批项目将继续推进建设，但此后新大型独立项目开发预计将陷入停滞，因为电网容量无法在短期内快速提升。

一般而言，独立储能项目需获得包含批准馈入/提取容量的有效电网接入协议才具备经济可行性。但前提是任何潜在电网约束（如爬坡率限制、动态馈入/提取限制）不会过度制约储能系统灵活性以致危及商业模式。即便是看似温和的限制，也可能严重削弱独立储能资产的经济效益。

共享并置储能成趋势

由于独立储能系统缺乏可用电网接入容量，市场正加速转向共享并置储能。与可再生能源电站结合的灰色/绿色储能应用场景日益重要，因其通常更易获得电网接入许可。昂特海姆指出，越来越多项目开发商在无法取得电力提取容量批准时，会选择建设绿色储能系统。

棕地项目尤其具有吸引力——即在现有光伏或风电站址加装储能系统。这种模式能提升现有接入点利用率、优化市场整合、创造额外收益且无需新建接入点。另一种场景是绿地共享并置储能，即无现有基础设施的全新项目。

这些方案主要旨在提升新建光伏电站的盈利能力，因为纯光伏项目常因市场溢价下降而难以实现经济可行。共享并置可恢复项目盈利性——尽管作为绿色储能系统，其运行灵活性会受到限制。

"当前关于德国MiSpeL法规（储能系统与充电点市场整合）的讨论正催生新动能，该法规旨在允许灰色与绿色能源混合运营模式。若储能系统获准在绿色/灰色应用场景间灵活切换，将显著提升盈利能力。此类混合模式很可能成为主导趋势，开启共享并置储能市场的下一轮增长阶段。"马克·昂特海姆分析道。

最具前景的电池储能市场

"电池储能系统的核心商业模式始终是收益叠加——无论独立部署还是共享并置。关键在于采用基于机会成本的多市场优化策略，整合所有相关市场的同时尊重系统运行限制，特别是允许的循环次数约束。"马克·昂特海姆强调。

除主/辅平衡服务外，日前市场、日内拍卖与日内连续交易等现货市场最具吸引力。对常规两小时系统而言，这种市场组合目前能提供最佳风险收益比与最高价值创造。

但绿色储能系统的潜力受限：它们仅被允许向电网馈电，而不能从电网取电。因此完全无法参与频率控制备用（FCR），自动频率恢复备用（aFRR）的参与也受限制。此类情况下，收益潜力转向现货市场参与、正向aFRR及负荷转移——即将电力输送从价值较低的中午时段转移至电价通常更高的早晚时段。

欧洲动态市场展望

"评估动态大型储能市场时，关注重点不在国家本身，而在于构成市场吸引力的结构性因素。关键要素包括支持计划、加速许可流程、脱碳目标等政策框架。市场设计同样重要：哪些市场对储能开放、可再生能源占比多高、短期电力市场的波动性与价差水平如何。"马克·昂特海姆解释道。

基于这些因素，东欧与南欧市场表现尤为突出。保加利亚、波兰等国展现出强劲势头，因其兼具吸引力的市场设计、不断提升的可再生能源占比与积极的监管发展。在一个市场成功优化商业模式者，常能快速将其复制到其他欧洲国家，因为欧洲能源经济的基本机制具有相似性。在西班牙、意大利和希腊，光伏发电的迅猛增长正大幅提升套利机会——进而增强储能系统的吸引力。

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