NEON 研究报告《输电网中电池的规制》
Alexander Neef (neef@neon.energy)Anselm Eicke (eicke@neon.energy)Lion Hirth (hirth@neon.energy)一套用于在国民经济上合理地将大型电池并入电网的协调工具体系Neon Neue Energieökonomik 是一家位于柏林的能源经济咨询公司。作为一家精品咨询机构，我们自 2014 年起专注于围绕电力市场开展复杂的定量分析和经济理论分析。通过咨询项目、研究和培训，我们支持决策者应对能源转型当前的挑战和未来问题。我们的客户包括德国和欧洲的政府、监管机构、电网运营商、能源供应商和电力交易商。Neon Neue Energieökonomik GmbH一套用于在德国输电网中，从国民经济角度合理整合大型电池的协调工具体系本研究可在 neon.energy/regulierung-grossbatterien 获取。本研究是在专业陪同小组参与下完成的。该小组成员包括 Dr. Christopher Koch、Jannis Brodmann（均来自 50Hertz Transmission GmbH）、Dr. Andreas Maaz、Dr. Thomas Helmschrott（均来自 Amprion GmbH）、Dr. Friedrich Kunz（Tennet TSO GmbH）以及 Alexander Werling（Transnet BW GmbH）。陪同小组以咨询方式参与研究形成过程，并提供了专业意见。研究中的内容、评估和结论仅代表作者观点，并不必然代表陪同小组成员或其所代表机构的意见。目录
摘要
1 引言
2 电池的价值
2.1 系统友好性与经济附加值
2.2 外部效应与内部化效应
2.3 电池在电力市场中的附加值
3 电池对电网运行的影响
3.1 可预见的电网拥塞
3.2 短期出现的电网拥塞
3.3 频率稳定性
3.4 对电网融资的贡献
4 大型电池的市场设计
4.1 工具体系
4.2 动态网费
4.3 大型电池的再调度
4.4 单个设施的备用容量限制
4.5 功率爬坡限制
4.6 电网融资
4.7 已过时的工具
5 结论
6 附录
6.1 设施的约束性计划曲线
6.1.1 单向约束性计划曲线
6.1.2 双向约束性计划曲线
6.2 电池模型
摘要
背景。大型电池会对电网产生多方面影响。因此，联邦网络局、电网运营商和联邦政府正在同时、但在很大程度上彼此独立地制定大型电池接入电力系统的方案。这些方案包括例如针对储能的网费，以及在技术接入条件、灵活并网合同、能源法和建筑法框架下对储能运行施加的各种限制。这带来的风险是，彼此未协调的措施会相互抵消、造成不必要的限制，或拖慢储能装机增长。此外，目前对于电池将面临哪些限制和干预存在很大不确定性。这种不确定性会恶化电池项目的融资条件，导致资本成本上升，从而使能源转型更加昂贵。本研究。本研究旨在提出一套协调一致的工具、激励和要求，以确保电池储能有利于电网和系统，同时保留充分的投资激励。目标是形成一个整体性的工具体系，服务于电池在电力市场和电网中的合理、系统友好型整合。在这一过程中，电池应继续发挥自身优势，尤其是快速开关能力和高功率，同时减少其负面影响，例如加剧电网拥塞。用经济学语言来说，目标是将影响内部化，使运营商能够作出最优的投资和运行决策，例如以电池运行来吸收本地电力过剩。为此，我们考察了网费体系、技术接入规则（TAR）和灵活并网合同中的相关方案。我们的思考重点是 2030 年代中期、在德国全国统一的批发市场和备用能源市场价格区假设下，接入输电网的电池。挑战。我们的工作基于对大型电池对输电网运行和融资影响的全面分析。我们识别出四项核心挑战：可预见的电网拥塞（再调度需求）、短期出现的电网拥塞（“系统稳定性”）、频率稳定性，以及政策上希望其对电网融资作出贡献。从电网运营商角度看，最紧迫的挑战是，在统一价格区内，电池没有激励去考虑电网拥塞，这与所有其他市场参与者一样。因此，电池行为究竟会加剧还是缓解电网拥塞，在很大程度上取决于偶然性。尤其是短期出现的电网拥塞对系统运行控制非常具有挑战性，因为由于提前量过短，几乎无法再通过再调度来消除拥塞。除这一挑战外，电池行为还会影响电网频率，而且电池也可以为电网融资作出贡献。工具。基于大型电池的这四类影响，我们建议采用五项相匹配的工具（表 1）。动态网费可以激励电池在运行决策中考虑可预见的拥塞。如果拥塞具备足够好的可预测性，这一工具应能显著降低平均再调度需求。若继续保留统一投标区，剩余以及短期出现的电网拥塞将很难解决。为此，我们一方面建议将大型电池更好地纳入现有基于成本的再调度，并持续改进和加速再调度流程。另一方面，我们认为适度限制每个并网点的最大备用容量是合理的，其目标是实现更均衡的区域分布。对于一个 15 分钟结算周期的系统而言，为了整合这些响应速度极快的设施，在结算周期之间和结算周期内部设定爬坡要求似乎必不可少。通过功率费或接网费（BKZ），电池可以为网费融资作出贡献，同时基本避免对电池运行造成有害扭曲。为了避免监管不确定性及其带来的更高资本成本，应尽早并具有约束力地确定会对电池商业模式产生重大财务影响的干预措施。不建议采用。其他限制和干预会对电池产生较大影响，却不能充分保证对电网运行带来好处。这些包括例如基于电量费的网费、一般性且缺乏理由的爬坡限制、无补偿再调度，或一般性的停运时间窗口（“包络曲线”）。我们不建议采用这些干预措施。表 1：输电网中电池监管的建议工具
问题 | 解决方案（工具） |
1) 可预见的电网拥塞（再调度需求） | 动态网费（动态、区域性、对称的电量费） |
2) 短期出现的电网拥塞（“系统稳定性”） | 大型电池的再调度；单个设施的备用容量限制 |
3) 频率稳定性 | 结算周期之间和内部的爬坡要求 |
4) 对电网融资的贡献 | 网费中的功率费或接网费 / 建设成本分摊费（BKZ） |
约束性计划曲线。用于解决短期电网拥塞的一项经常被讨论的工具，是以设施为单位的约束性计划曲线。其基本思路是禁止特定设施短期调整其计划曲线，从而避免短期电网拥塞。到目前为止，我们尚不知道有任何关于约束性计划曲线具体设计的方案。但我们非常怀疑，约束性计划曲线是否能够以避免短期电网拥塞的方式实施。因此，它们不包含在我们为大型电池建议的工具体系中。附录中对这一工具作了更深入介绍和评估。配电网。本研究重点是输电网中的大型电池。在配电网中，对电池限制的选择可能有所不同。这是由于配电网运行与输电网运行存在两个重要差异。第一，配电网中的电压维持是一项特殊挑战。这是因为配电网线路电阻较高，电压对有功功率反应更强，同时可用于直接调压的技术手段更少。第二，与输电网相比，配电网的系统运行控制更依赖测量值。因此，大型电池非常快速的行为变化在某些情况下可能无法及时被识别和补偿。区域市场。通过拆分统一投标区而引入区域性批发市场，将使所述大多数工具变得多余。拆分大投标区后，区域之间的所有电网拥塞都会反映在批发电价中。这适用于所有时间点，即从日前市场、日内市场到备用和平衡能源。市场价格将因此导致投标区之间的所有拥塞得到避免。这样，就不再需要或只需在更有限程度上限制电池运行，也不需要动态网费，并且需要的再调度会少得多。区域市场可以适用于所有市场参与者，也可以只适用于部分市场参与者，例如只适用于电池（也以调度枢纽 Dispatch-Hub 之名被讨论）。总体而言，区域市场明显优于本研究讨论的工具，因为形成的价格信号将是均衡价格，并且在日内市场耦合框架下，可以在各种可选响应之间进行高效权衡（Neon 2026）。此外，它们会提高系统韧性，因为市场会考虑电网约束，系统稳定性不再只依靠再调度流程来保障。4.2 动态网费
背景。电网拥塞在一定程度上已可在前一天很好地预测，例如强风期间的大规模南北拥塞。尽管如此，在当前市场设计下，电池和所有其他市场主体一样，并没有激励在运行决策中考虑电网拥塞。基本思路。动态网费可以采取每 15 分钟区域变化的电量费形式，为大型电池提供减少拥塞的行为激励。这可以作为适用于所有电网用户的一般网费体系来实施，正如联邦网络局在 AgNes 流程中所设想的那样（Bundesnetzagentur 2026）；也可以像我们所建议的那样，以仅针对大型电池的特殊网费形式实施（Neon 2025）。动态网费适用于所有市场化方式，也就是说，无论电能是流经批发市场，还是用于提供备用能源等系统服务，均适用。以再调度为导向。动态网费以预期电网拥塞状况为导向：在某一时间和地点，当从电网取电会加剧拥塞时，取电网费就会很高。与此同时，在这些情况下，向电网注入电力会获得奖励，也就是获得负网费。因此，动态网费弥补了统一投标区内日前市场缺失的本地价格信号。对称性。从电网角度看，减少 1 MWh 上网电量等同于增加 1 MWh 从电网取电。两者对过载电网元件的影响相同。因此，我们建议引入对称网费：在某一时间和地点，取电网费与上网网费数值相同，只是符号相反。网费水平。动态网费水平应以拥塞管理的边际成本为导向。在电力过剩区域，即电力被削减的区域，网费应以削减时的预期交易所电价为导向，因为被削减的可再生能源将按这一价格获得补偿。在电力短缺区域，即必须在再调度框架下上调电厂出力以满足本地需求的区域，网费则应以这些上调电厂的边际成本为导向。经济效率。如果动态网费对应于避免再调度的成本，就会在行为改变的成本和收益之间形成福利最优权衡。电池储能只有在电池为避免电网拥塞所承担的成本低于由此节省的再调度成本时，才应避免电网拥塞。如果情况并非如此，例如其他市场参与者的再调度是解决电网拥塞的更便宜方案，电池就不会被用于解决拥塞。成本和收益之间的这种权衡，使动态网费区别于非价格型工具，例如前一天确定的电池运行边界。没有短期作用。如果动态网费在前一天、日前拍卖之前就已确定，并且之后不再调整，它们就不能阻止交付前不久才出现的电网拥塞。预测不准确。动态网费必须基于拥塞和再调度预测确定。因此存在一个风险，即基于错误预测确定的动态网费无法准确反映实际拥塞状况。在预测误差情况下，动态网费可能无法激励最优的拥塞缓解行为。不过我们预计，动态网费将平均降低再调度需求，即使很可能会存在个别 15 分钟时段中，动态网费反而提高再调度需求。AgNes。联邦网络局在 AgNes 流程中支持为大型电池引入此类动态网费。如果试点有前景，它计划最早从 2029 年起为大型电池引入动态网费（Bundesnetzagentur 2026）。财务影响。动态网费不仅随时间变化，也在区域之间有所不同，以相应反映各自电网状况。因此，动态网费的财务影响也因站址而异。我们的多项分析显示，电池原则上会从对称网费中受益，不论站址如何，也不论其接入哪个电网层级。这是因为电池可以根据动态网费调整运行决策。不过，这些额外收入在所有站址都较小。在短缺区域取电网费为 100 欧元/MWh、过剩区域为 -40 欧元/MWh 的情况下，动态网费使电池收入最多增加 3%（图 2）。图 2：动态网费对 2025 年 2 小时和 4 小时电池收入的影响；对象为接入输电网、位于德国南部（巴伐利亚 / 巴登-符腾堡）或德国北部（石勒苏益格-荷尔斯泰因、下萨克森北部）的电池。4.3 大型电池的再调度
法律现状。功率超过 100 kW 的大型电池有义务参与再调度。这意味着电网运营商原则上可以随时为了拥塞管理而干预这些设施的运行。例外仅适用于电池中提供系统服务的部分，例如备用能源。在发生再调度干预时，电池依法有权获得财务补偿，即获得损失收入和发生成本的补偿。根据《能源经济法》（EnWG）第 13a 条第 2 款，在计入平衡结算后，如果财务补偿使设施运营商在经济上既不优于也不劣于没有该措施时的状态，则该补偿是适当的。关于这一补偿的具体计算，目前有一个实践方案，即 BDEW 行业妥协方案 Redispatch 2.0（BDEW 2020）。实际现状。在实践中，大型电池事实上并未用于再调度。对此有不同解释。一方面，电池申报为不可用，因为它们不想在再调度中被激活。另一方面，电网运营商由于流程未数字化，也可能由于担心当固定补偿低于实际成本时会面临法律诉讼风险，因此不愿对大型电池实施再调度。基本思路。未来，电池应更好地纳入再调度流程。为此，必须处理实践挑战，使电池能够可靠地用于再调度。此外，再调度流程总体上，尤其是对于高度灵活的电池，应当变得更快，从而也能够消除短期出现的电网拥塞。补偿。电网运营商对储能运营商进行适当且财务中性的补偿至关重要。如果补偿过高，就存在所谓 Inc-Dec Gaming（增减博弈）风险：电池有激励去诱发一次再调度调用，然后获得较高补偿。这可能导致储能运行人为加剧电网拥塞。如果补偿过低，电池则会产生结构性激励，尽可能避免再调度激活，例如通过申报不可用来避免。补偿方面的问题。对电池而言，计算财务中性的补偿在实践中几乎不可能，原因有两个彼此独立的问题：·问题 1：很大一部分收入来自日内市场上的短期电力市场交易。事后几乎无法客观确认，如果没有发生再调度干预，电池本来会进行哪些交易。
·问题 2：再调度干预会相对于没有干预的假设填充水平改变电池荷电状态。因此，受到影响的不仅是干预期间的交易，也可能包括此前或此后的交易。例如，如果再调度干预中断电池充电，则电池在之后某一时点可出售或上网的电量会减少。
与动态网费的配合。由于这些问题，在实践中事实上不可能确定完全中性的补偿。为了尽量降低由此产生的有害激励，应尽可能少地对大型电池实施再调度。每一次再调度激活对于储能运营商越不可预见，有害的战略行为就越不可能发生。因此，我们认为再调度与动态网费的配合是合理的。大型电池再调度是有效解决电网拥塞的重要组成部分。动态网费补充这一工具，使大型电池更少被用于再调度。这缓解了现实中无法实现充分补偿的缺点。建议。大型电池的灵活性和高功率也应在实践中用于再调度。为此，应尽可能准确地计算财务补偿。必要时，需要修订行业规则。不建议。我们强烈反对无补偿再调度。此类设想目前已经在 FCA 框架下出现。但这种做法由于两个原因高度有问题。一方面，无补偿调用会是一种极端偏低的补偿，并产生上述对有害行为的激励。另一方面，无补偿再调度也会给电网运营商造成低效激励。电网运营商会尽可能使用免费的再调度设施，因为这些设施总是比获得补偿的设施更便宜。其结果是，再调度并不总是使用系统效益最高的设施，并可能导致电池收入大幅减少。限制最大可能调用次数会减轻这一问题，但又会使电池运营商有激励在调用对其成本较低的时候诱发再调度调用，以减少对其成本较高的激活次数。4.4 单个设施的备用容量限制
背景。从技术上看，电池原则上非常适合提供快速备用容量，尤其是一次和二次备用容量（FCR 和 aFRR）。在一个越来越由风能和太阳能主导的电力系统中，电池在这一角色上对稳定系统运行极其重要。尤其是二次备用容量目前在财务上具有吸引力，因此相当一部分电池功率会在该市场上进行销售。随着电池项目趋向大型化、功率最高可达 1 GW，这可能导致备用容量提供在空间上高度集中于少数并网点。这会因多个原因而产生问题。一方面，集中会提高线路故障对系统运行的风险，因为一旦并网线路或母线故障，全部预留备用容量中很大一部分会丧失。此外，空间上集中的备用能源调用会在短期内加剧电网拥塞。例如，当欧洲发生频率下降，而正备用容量主要在一个强发电过剩区域提供时，就会出现这种情况。方案。限制每个设施的备用容量销售，可以限制备用容量的空间集中。由于这会整体收紧备用容量供给，我们建议设定一条随时间变化的路径：与大型电池增长同步，下调最大备用容量限制。初期，对所有电池适用较高比例，使备用容量市场竞争不至于受到过强限制。接入电网的大型电池越多，就越可以在不危及备用容量市场竞争的情况下，把备用容量限制设得更低。除限制每个设施的备用容量外，还应限制备用能量市场上的自由报价。设计。我们建议将备用容量限制设定为电池装机功率的一定比例，并分别适用于正、负备用容量。在备用容量限制为 50% 时，一块 100 MW 电池可以同时提供 50 MW 正二次备用容量和 50 MW 负二次备用容量，或者提供 50 MW 双向一次备用容量。时间路径上可以考虑逐步降低边界值。该边界值应相应适用于所有接入输电网的电池，包括既有设施和新接入设施。同时，应关注备用容量需求以及备用容量市场竞争状况。考虑到不可用以及足够竞争压力，可用于备用容量的电池功率应显著高于 FCR 和 aFRR 的总需求。实际实施。备用容量销售限制及其时间路径，原则上可以在输电系统运营商统一的技术接入规则（TAR）中确定。尽管工作量较高，但相比于由不同电网运营商、不同并网点和不同投运年份适用不同边界值的 FCA 拼凑格局，这似乎更有优势。财务影响。在 2025 年，如果不受限制，电池大部分收入将来自提供备用容量和备用能源。因此，限制备用容量提供会导致电池出现显著收入损失（图 3），这些损失只能部分通过更高批发市场收入抵消。这一点尤其适用于储能容量较小的电池。而充电小时数较高的电池受到备用容量限制的影响较小，因为它们更容易转向批发套利。未来几年，我们预计备用容量和备用能源的收入潜力将下降，因为市场将进入饱和。因此，限制对电池经济性的相对影响未来倾向于减弱。图 3：不同水平的备用容量限制对 2025 年 2 小时和 4 小时电池收入的影响。4.5 功率爬坡限制
背景。电池可以比电力系统中几乎所有其他技术设施更快地调整功率。尤其是在 15 分钟时段交界处，电池可以按照申报计划曲线执行突发功率跃变。此类跳跃式过渡本身完全符合当前监管要求。然而，由于其他市场参与者的爬坡明显更平缓，会产生确定性的备用容量需求：即使 15 分钟平均平衡完全实现，速度差异也会在结算周期的开始和结束造成系统性过剩和不足。因此会出现频率波动，并占用宝贵的备用容量，使系统面对不可预见事件时韧性降低。缩短结算周期会减少这些问题，但只能长期实现。设计和目标。作为替代，我们建议限制电池在结算周期之间的最大功率变化。这会减少结算周期边界处的结构性系统不平衡。此外，也应禁止结算周期内部的功率跃变。两者都有助于频率维持。爬坡限制的目标并不是提高电池运行的可预测性，因为爬坡要求并不适用于系统服务的提供。限制水平。为实现既定目标，爬坡限制应设定为与电力系统中其他相关主体的功率变化相匹配。尤其相关的是上午或下午的太阳能爬坡，在这些时段，功率会在一个交付时段内持续增加或减少，因此在结算周期边界处会显著偏离平均功率。输电系统运营商在技术要求中因此给出了每分钟 6% 至 20% 净额定功率的爬坡限制（ÜNB 2025）。在这一限制下，从满功率充电切换到满功率放电需要约 33 分钟（6%）到 10 分钟（20%）。影响。限制功率变化可以通过两种方式影响电池收入。第一，在强功率限制下，不再可能提交所有计划曲线。例如，在每分钟 10% 限制下，电池从一个 15 分钟时段到下一个 15 分钟时段只能改变 150% 的功率；因此，它不能在一个 15 分钟时段以全部功率放电，而在下一个 15 分钟时段以全部功率充电。只有至少每分钟 13.3% 的爬坡限制，才允许提交所有可能计划曲线（15 分钟内改变 200% 对应每分钟 13.3%）。第二，爬坡限制会减少可销售电量。由于爬坡，一个 15 分钟时段内能够销售的电量少于技术上本可实现的电量。补偿。由于爬坡而未能销售的电量，应由电网运营商通过偏差电能机制进行财务补偿：电池应被视为已经按照计划曲线实际跳跃式上网——它在技术上本来完全可以这样做。在计划曲线跃变时，由爬坡在 15 分钟交界处形成的“三角形面积”所对应的电量，将在平衡结算上转移到相邻的 15 分钟时段（图 4）。相应地，可能发生的动态网费也可以得到补偿。这一规则将有利于电网稳定，同时不会给电池造成财务损害。图 4：爬坡限制下补偿机制的工作方式。a 显示了电池即使存在爬坡限制仍可提交的计划曲线。所示计划曲线中，电池从 100% 充电切换到 100% 放电，然后又切回。b 显示了包括爬坡限制在内的规定功率运行方式（此处为每分钟 13.3%）。由于爬坡限制，电池偏离计划曲线，实际注入 c 所示的平均功率。与提交计划曲线的偏差会产生偏差电能（d），并由电网运营商进行补偿。实际实施。功率爬坡限制不仅应适用于电池，也应以同样程度适用于所有能够快速响应的其他市场参与者。对爬坡限制进行补偿会带来许多实践挑战。其中包括需要修改平衡组合同，因为平衡发生在平衡组层面。鉴于实施复杂性，输电系统运营商预计引入该机制可能需要最多三年时间。对电池经济性的影响。至少每分钟 13.3% 的爬坡限制允许提交所有可能计划曲线。而更强限制下，则不再可能提交所有计划曲线。如果如建议那样对爬坡限制造成的损失进行财务补偿，就不会对电池经济性产生任何影响。4.6 电网融资
背景和目标。鉴于电网成本上升，联邦网络局希望能源储能更强地参与电网融资。电池的融资贡献应以不会对电池产生低效调度激励的方式实现。不应采用固定电量费。固定电量费恰恰不能满足这一要求。它会使电池每个储能循环都产生成本，从而限制电池使用。这一方面会阻碍电池在电力市场中创造国民经济价值，导致电力和备用能源价格上升；另一方面也会减少储能运营商收入，使得这些收入无法再在其他环节被用于电网融资。可考虑的工具。因此，我们建议作为电网融资工具，可以采用在储能投运时一次性收取的建设成本分摊费，或基于合同并网容量的年度功率费。原则上也可以组合使用两种工具。与固定电量费不同，这两种方案不会限制电池运行；唯一例外是，在市场发展非常不利时，功率费可能导致项目早于计划退出市场。不确定性。从经济角度看，只要在投资决策时已经确定金额，就没有强烈理由偏好两种工具中的某一种。如果未来是否设置功率费或其金额存在不确定性，就会恶化电池项目融资条件（较少债务资本、更高利率），从而使储能更昂贵。另一方面，较晚支付又会使融资更容易。因此，预先确定但在例如 10 年内分期支付的建设成本分摊费似乎是合理的。不进行区域差异化。我们此前的分析显示，大型电池对拥塞管理的影响只存在很小的区域差异（例如 Neon 2025）。因此，通过对大型电池融资贡献进行区域差异化来引导站址选择，效果可能非常小，且大概不值得付出相应成本。我们因此认为，计划取消差异化建设成本分摊费是合理的。这一点不适用于直接并网成本，因为这些成本可能高低不同。不过，这些成本目前已经由电池开发商承担。融资贡献水平。选择储能融资贡献水平，也就是确定建设成本分摊费或功率费参数，是一种走钢丝。一方面，政策上希望盈利的储能参与电网成本融资，这是可以理解的。另一方面，融资贡献不能过高，否则可能扼杀储能增长。这不仅会给能源转型和低廉电价造成反效果，最终也会损害网费：如果没有储能被建设，它们也就无法为电网融资作出贡献。输电系统运营商提出的未受限制储能每年 53 欧元/kW 的功率费（Amprion 2026），就是一个具有禁止性效果的过高功率费。它在经济上等同于一次性支付 400 欧元/kW（假设 WACC 为 10%、寿命 15 年）。作为比较，当前一块 2 小时电池的投资成本在不含建设成本分摊费的情况下约为 600 至 700 欧元/kW。这样的功率费会使电池成本足足提高 60%。与限制的相互作用。尚可承受的融资贡献水平，不能独立于储能运行限制来确定。我们的定量分析显示，约束性计划曲线、备用容量限制和功率爬坡限制（若无补偿）等限制，视具体设计而定，会对储能项目盈利能力产生显著影响。因此，限制越强，可承受的电网融资贡献越低；在极端情况下，根本不可能再有融资贡献。这一论点支持尽可能统一储能限制，以便在确定网费时更好地将其纳入考虑。4.7 已过时的工具
并非合理工具。在公共讨论中，除上文阐述的方案外，还出现了其他工具；如果引入本研究所述工具体系，我们认为这些工具已经过时。其中尤其包括：·无补偿再调度
·一般性、严格的爬坡限制
·在特定小时禁止上网或取电（“包络曲线”）
·完全禁止从电网取电（“绿电储能”）
理由。我们认为，这些工具并不是解决第 3 节所列挑战的合理方案。如果引入我们提出的工具体系，这些工具均无必要，并且都劣于上文描述的替代方案。例如，无补偿再调度总是会产生比有补偿再调度干预更有害的激励，即使该补偿并不完全等于干预的真实成本。此外，这些工具对储能运行构成不成比例的强限制，例如用一般性、严格爬坡限制来限制短期电网拥塞。完全禁止上网或取电在我们看来同样不成比例，因为这通常可以通过动态网费以及对其他更便宜设施的再调度来避免。在少数这些措施不足的情形下，直接再调度储能仍然是更好的替代方案。因此，这里列举的方案——尤其是在输电网中——不应使用。监管不确定性。目前，一些项目正在作出投资决策，但完全不清楚电池储能日后还会被施加哪些限制。仅仅是这里所列过时限制可能被引入的可能性，就造成了显著不确定性。即使这些工具最终不会被引入，仅仅保留日后可能引入且可能产生重大财务影响的可能性，也会提高资本成本，并使储能开发商更难获得贷款。这可能导致一些合理且本来也具有经济性的储能项目没有被投资。这些选项被模糊地保留，会造成显著损害，即便最终没有实施。我们因此建议明确且普遍地排除在输电网中引入这里所列工具的可能性。5 结论
一致的工具体系。本研究提出了一套用于将大型电池整合进输电网的一致工具体系。所建议措施系统性地处理电网运行中的四项主要挑战，并为每个问题分配一项合适工具。对于若干挑战，合理解决方案相对清晰：对于频率稳定性，结算周期之间和内部、并在平衡结算上得到补偿的爬坡要求似乎合理。对于电网融资，功率费或接网费比电量费更适合，因为后者对电池运行的损害更大。电网拥塞。相比之下，用于处理电网拥塞的工具选择不那么明确。显而易见的解决方案是拆分德国统一价格区，并由此建立区域性的日前、日内和备用能源市场。然而，这在政治上并不被期望，因此我们在本研究中也没有进一步考察这一解决路径。如果保留德国全国价格区，批发市场价格信号将不会反映电网拥塞。通过额外工具只能不充分地弥补这一点，并且会产生附带损害。区域动态网费应会起到缓解拥塞的作用，但其效果取决于拥塞预测质量。此外，它们无法反映电网利用率的短期变化。更快速的再调度，如果能够调用更多设施以及大型电池，可以帮助处理统一投标区的短期错误激励。然而，对电池运行中的再调度干预进行公平的财务补偿具有挑战性。不合理工具。在当前讨论中，除适当措施外，也在考虑一些我们认为没有目标导向的工具。这些尤其包括对电池运行的笼统限制或无补偿再调度干预。同时，许多情况下尚不清楚单项工具是否以及以何种形式真正有助于减轻电网运行负担。不确定性。围绕未来监管框架条件的不确定性显著恶化了规划安全性。它导致融资成本上升，并可能延迟或阻止投资。除私营部门成本外，这也会产生实质性国民经济损害，因为它会拖慢电池储能扩张。对经济性的影响。部分建议工具会限制电池使用，例如限制备用容量销售以及（无补偿的）功率爬坡。这会降低电池能够在批发市场创造的附加值，降低储能项目经济性，并导致它们能够为电网融资作出的贡献减少。因此，我们建议，一方面应尽可能适度地设计对电池使用的限制，另一方面在确定网费时应考虑这些限制的影响。统一化。FCA 将在大型电池整合中发挥核心作用，但其设计并不统一。为了创造透明度并降低成本，应把所有可以标准化的方面纳入统一技术接入规则中。FCA 则应得到清晰定义和限制。统一监管有助于降低不确定性，并由此创造显著国民经济附加值。6 附录
6.1 设施的约束性计划曲线
现状。今天，设施运营商可以一直到交付的 15 分钟时段内更新计划运行。大型电池因此可以一直到实时调整取电和上网计划。这既可以通过日内交易实现，也可以在企业内部平衡组管理框架下实现。唯一例外是用于再调度的设施；这些设施不得再朝与再调度方向相反的方向改变。约束性计划曲线。大型电池约束性计划曲线的理念是，运营商必须提前数小时对每个设施在每个 15 分钟时段的物理上网和取电进行约束性确定并申报。由于备用能源调用不属于计划曲线的一部分，因此不受约束性影响。随后，这些计划曲线只能有限调整或根本不得再调整，近似于被“冻结”。不过，约束性计划曲线并不能阻止电池已经在日前市场中持有会加剧电网拥塞的头寸。预期。希望是，电网运营商能够基于约束性计划曲线进行可靠的潮流建模，并且之后不再需要面对意外的拥塞加剧行为。例如，如果在已有南北拥塞期间，临近交付时预期北部会有更多风电，则德国南部的电池将无法再对此作出反应，因为它们已不能再调整运行方式。两种变体。约束性计划曲线有两种原则上不同的设计变体。我们称之为“单向约束性计划曲线”和“双向约束性计划曲线”。下文将说明，为什么我们对这两种变体的有效性都存在重大疑虑。6.1.1 单向约束性计划曲线
方案。在单向约束性计划曲线下，如果事后调整能够缓解拥塞，也就是朝“正确方向”变化，则允许调整计划曲线。过剩区域中的电池也可以在短期内比计划更多地充电。短缺区域中的电池则可以在短期内更多地放电。向相反方向偏离则被禁止。短期内仍允许哪些偏离，取决于当时的拥塞状况。因此，这必须根据情形动态确定。理念。单向约束性计划曲线背后的想法是，使电池储能等灵活设施在电网拥塞的正确一侧仍能对预测变化作出反应。这样它们就会帮助平衡，而不会加剧电网拥塞。战略行为。然而，单向约束性计划曲线很容易被规避。例如，如果可以预见短期内额外放电可能会受到限制，电池运营商可以申报“100% 放电功率”作为计划曲线。这样，它就保留了执行任何物理电池运行的全部自由，因为减少放电甚至改为充电都可以任意短期执行。例子。以下例子说明这一逻辑。德国北部的一座储能设施必须在 16:00 为 18:00 至 18:15 的交付时段提交一条约束性计划曲线。它认为可能存在南北拥塞，且之后只允许比计划申报更多地充电。因此，它申报在 18:00 至 18:15 期间最大程度放电。临近交付时，它把申报计划曲线修正为实际计划水平。负面影响。对此类行为的激励会破坏单向约束性计划曲线的主要目标。以这种形式，该工具恰恰不会产生约束性。因此，它不会为电网运营商带来更高规划安全性。此外，战略性计划曲线申报会导致预期再调度需求进一步上升，因为储能在事前申报的正是比实际计划更多的拥塞加剧行为。它们在交付时表现得较少加剧拥塞对此帮助有限，因为到那时输电系统运营商已经实施了其他再调度措施，而这些措施在如此短时间内已无法撤回。边界。也有一些因素会使单向约束性计划曲线下的战略行为更困难或更不具吸引力。例如，1 小时储能无法可信地表明自己希望连续数小时朝同一方向运行。带成本补偿的再调度激活也可能使某些 15 分钟时段中的战略行为不具吸引力。这会有助于避免申报计划曲线的操纵在所有情况下都像我们所举例子那样极端。但它无法完全阻止战略行为。6.1.2 双向约束性计划曲线
方案。在双向约束性计划曲线下，设施受其提交计划曲线约束。任何对申报计划曲线的事后偏离都会受到罚款，即使该偏离会减少电网拥塞也是如此。与单向约束性计划曲线不同，双向约束性计划曲线也可以全年适用（静态），或者同样以动态方式仅在拥塞小时设定。目标。双向约束性计划曲线背后的基本思路是，禁止短期计划曲线变化会提高申报计划曲线的约束性，从而避免短期电网拥塞。逻辑上，这样的限制不应只适用于大型电池，而应适用于所有设施，因为燃气电厂、抽水蓄能以及可再生能源的短期削减同样可能造成短期电网拥塞。并非解决方案。双向约束性计划曲线并不是解决短期电网拥塞的方案。可再生能源发电或用电预测误差仍然会发生，并且必须得到平衡。只禁止电池提供短期灵活性，会导致其他灵活发电方、储能或用电方作出反应，而同样无法确保它们位于拥塞的“正确”一侧。此外，如果电池不再可用于平衡，这会提高平衡成本。而对所有设施实行双向约束性计划曲线，则会导致预测误差只能通过使用备用能源来补偿。这既昂贵又低效，即便如此仍然不能解决拥塞问题。因为在备用能源激活时也不存在本地控制。因此，备用能源是在拥塞的“正确”一侧还是“错误”一侧提供，仍然纯属偶然。6.2 电池模型
电池模型。在我们的电池模型中，电池同时活跃于多个市场（见表 3，其中也列出了其他建模假设）。首先，模型决定电池将在哪个备用市场上提供功率。按 2025 年价格，二次备用容量通常最具吸引力。二次备用容量同时向负向和正向对称报价，这仍给连续日内交易留出空间。在备用能源市场中，电池以 IDA1 拍卖价格为基础并加收 50% 溢价来提供功率。被调用的电量则在连续日内交易中买回。最后，模型在连续日内交易中优化电池。它基于新的价格信息，每 15 分钟对整个交付日的计划曲线进行重新优化。我们的模型基于亚琛工业大学电力电子与电气传动研究所（ISEA）的开放获取优化模型。表 3：电池优化的核心建模假设
| 2 小时电池 | 4 小时电池 |
充电 / 放电效率 | 94% | 95% |
站址 | 德国南部和北部 | 德国南部和北部 |
循环次数 | 每天 2 次 | 每天 2 次 |
市场 | 连续日内交易、一次备用容量、二次备用容量 / 备用能源 | 连续日内交易、一次备用容量、二次备用容量 / 备用能源 |
模型年份 | 2025 | 2025 |
动态网费。参照我们为 ECO STOR 所作第一项研究，我们基于 2025 年德国南部和北部各一个站址发生的再调度，为动态网费生成了一条时间序列。如果该站址发生正向或负向再调度，则网费由相应边际再调度成本决定。得到的时间序列随后被加到连续日内交易中同一交付时段的所有价格上。备用容量限制。在这里，我们把可销售功率按一个既定因子降低。需要注意的是，由于报价是对称的，只有当限制低于装机功率的 50% 时，限制才会产生影响。
