电池储能系统常被视为降低或消除风险的资产，但实际上它们与其他资产一样面临市场风险。电池在电价高企且波动剧烈的市场中蓬勃发展，但这同时也意味着它们需要承受价格下跌和波动性降低的风险。

正因如此，ENGIE等能源管理企业正通过多种合约结构，帮助电池资产在特定时期内锁定部分预期收益。ENGIE灵活性及结构化业务开发负责人马丁·达罗纳在专访中阐释了灵活性采购协议如何为大规模储能项目提供融资支持、降低相关风险并提升盈利能力。

专访ENGIE灵活性及结构化业务开发负责人马丁·达罗纳

德国储能运营商如何利用市场结构对冲价格风险？

在德国，风险对冲尤为重要，因为目前既没有补贴机制也没有容量市场来保障收入流。这里的电池完全按市场规则运行，意味着需要完全承担价格波动风险。德国拥有欧洲流动性最强的电力市场，无论是日内交易还是长期市场板块都是如此。这种流动性使市场参与者能够有效对冲风险——既可直接在市场中操作，也可通过自身资产组合实现，特别是那些已管理可再生能源发电或拥有分时电价客户的企业。

正是这种对冲能力，使得德国公用事业公司和交易商能够提供长期固定价格的灵活性采购协议。FPA的核心是从灵活性供应商处购买充放电调节能力，以优化能源供需平衡或电网成本。由于其潜力与复杂性，FPA已成为当前能源领域的热点议题。

当前电池储能项目风险管理呈现哪些趋势？

主要趋势不在于对冲规模，而在于如何实现预期的风险敞口水平，因此合约结构设计至关重要。与可再生能源PPA类似，FPA可采用实体、虚拟甚至完全金融化的多种结构。这些非标准化复杂交易往往需要数月谈判周期。

实体FPA涉及对特定电池资产的直接优化，与电池所在场站实体绑定。虚拟FPA则基于资产组合模式，合约不与单一资产挂钩，而是关联至灵活资产池。金融化结构（如对冲产品或掉期交易）允许各方在纯金融层面管理风险敞口，无需实物交割。除合约结构外，价格模式（固定价格、部分固定价格或完全市场化）也是关键设计要素。

在储能市场发展初期，项目规模较小，多数合约采用市场化模式。随着项目规模扩大和融资需求复杂化，固定价格结构正日益普及。当前固定价格FPA已成为电池储能系统融资的新型合约范式。

ENGIE为大规模储能解决方案设计的融资合约包含哪些具体内容？

在我们签署的典型协议中，ENGIE向客户支付固定费用，以换取使用资产灵活性（实体或虚拟）的权利。我们同时开发金融产品，旨在向下游客户、公用事业公司和交易商出售灵活性并管理自身风险敞口。

合约的核心原则之一是明确的风险分配：技术风险由客户承担。例如电池停运期间我们将停止支付费用，反之若客户实现更优技术性能则可获得额外收益。市场风险则由ENGIE完全承担，无论市场如何波动我们都会按约定支付固定价格。

实体收费协议中特别重要的是电池质保风险。若优化运营商操作不当（如发送错误设定点），可能导致制造商质保失效甚至资产损坏。考虑到大型电池项目投资额可达数亿欧元，此类失误可能引发巨大财务影响。贷款方必须与信誉良好的合作伙伴合作，避免资产损毁后无法追偿的困境。

虚拟FPA结构对承购方的运营风险较低。在此模式下，我们并不实际控制电池，仅通过投资组合层面的灵活性容量合约进行合作，由客户负责实体资产的调度管理。

贵司签署了德国首个储能系统长期固定价格实体FPA，这具体意味着什么？

去年我们签署了德国首个超100兆瓦、为期七年的电池储能长期实体FPA，这也是欧洲规模最大的实体灵活性合约之一。此类合约的特殊性在于ENGIE直接控制电池运行。

从结构上看，实体FPA类似PPA叠加优化协议。我们首先签约获得资产灵活性，再通过嵌入式优化协议进行高效管理。虽然FPA普遍复杂，但这种特定结构将所有复杂性转移至承购方，因此德国实体合约仍属罕见——尽管对卖方更为简便。另一制约因素是技术能力：许多企业能进行合约定价或组合优化，却无法直接对接资产，原因可能涉及传统公用事业系统限制、基础设施缺失或缺乏第三方资产管理团队。这宗首例交易标志着此类复杂结构在德国成功落地的重要里程碑。

电池储能项目融资中仍存在哪些风险？

这主要取决于合约类型。固定价格协议的最大优势在于风险在各方间明确分配。而在完全市场化合约中，客户需承担所有市场风险及优化运营商的绩效风险，此时优化运营商仅提供服务而不承担财务风险，风险分配讨论几乎失去意义。

对于固定价格或部分固定价格交易，必须精确定义风险分配。通常交易商或承购方承担市场风险，客户保留资产性能相关的技术风险。其余风险类别（如监管风险、调度风险或电网相关风险）则需逐案协商，即使与同一客户的交易也可能存在差异。

关键在于确保固定价格合约从初始就构建完善。若结构存在缺陷，后续可能出现意外问题，例如电网爬坡规则变更或新电力税种出台，都可能突然将财务风险转回客户方。

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