德国启动瞬时备用容量市场，储能产业会迎来新机遇吗？

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（来源：电力国际汇epintl）

德国已推出瞬时备用容量新市场。基于逆变器的发电资产与电池储能系统首次能够参与该体系服务的市场化采购。这一新的市场设计开辟了额外收益空间，但也引发了对实际盈利能力与监管风险的关切。

自2026年1月22日起，德国已通过市场化机制采购瞬时备用容量。这项系统服务可在主控调频生效前数毫秒至30秒的时间窗口内，即时平衡电网电力供需偏差，从而稳定电网频率。

在此之前，该服务一直由燃气和燃煤电厂承担，这些电厂凭借其旋转质量可自然提供该服务且无需额外成本。随着燃煤电厂逐步淘汰以及燃气电厂日益频繁地（至少是暂时性）关停，其他市场参与者将需要承担这一角色。

新模式不再依赖固有的物理特性提供，而是转向基于市场的采购机制，使得基于逆变器的发电资产得以参与。这首次为具备足够构网技术的电池储能系统开辟了市场空间。以下概述将阐释瞬时备用容量市场的运作机制，以及在当前条件下参与市场的潜在吸引力。

产品与市场设计

瞬时备用容量产品分为基础型和高级型两类，每一类下又分别有正向和负向两种规格。核心差异在于对可调用率的要求：基础型产品要求系统在结算周期内至少具备30%的可调用时间，而高级型产品要求达到90%。若实际可调用率超过阈值，报酬将按梯度递增。

对于储能系统，可调用率还须根据采购输电系统运营商的标准合同中所定义的能量预留公式进行额外核定。报酬基于固定价格确定，合同有效期通常为二至十年。

产品价格已于去年12月由德国输电系统运营商确定。高级型产品的年化报酬为每兆瓦秒805至888.50欧元，基础型产品为每兆瓦秒76至109.50欧元，其中超过可用性要求的场景适用于更高报酬标准。

收益潜力可通过可签约瞬时备用容量计算公式进行说明。假设双向过载能力为额定功率的100%，激活时间为25秒，额定功率为1兆瓦，则可签约容量为25兆瓦秒。在高级产品90%可调用率及每兆瓦秒每年805欧元价格条件下，相当于每兆瓦年化收益约20,125欧元。

从2027年第一季度起，输电系统运营商将每年公布签约瞬时备用容量数据，涵盖需求覆盖情况与采购成本。

报酬与激活机制

报酬仅基于可调用率计算，与实际交付量无关。这使该市场与传统平衡能量市场形成根本区别。所有通过预审的资产将集中整合，并按行政定价签订合约。

实际提供过程无法选择，因其由系统频率驱动。频率偏差具有全网性特征，意味着所有构网型资产需同时响应，并按比例提供瞬时备用容量。

合格接入条件涵盖特高压、高压及中压电压等级。经相关电网运营商许可，低压等级亦可参与。

自输电系统运营商发布公告起至2026年1月22日（以签订有效框架协议为前提）可持续提交报价。市场采用固定价格周期而非截止日期投标模式，每个周期内价格保持不变，新周期开始时可能对新报价进行调整。但一旦签约，固定价格将适用于整个合同期。

建模视角下的经济性评估

该市场对电池储能的吸引力仍存不确定性。AuroraEnergyResearch分析显示，提供瞬时备用容量可适度改善项目经济性：以2029年投运的2小时储能电池模型为例，内部收益率最高提升0.9个百分点。若结合跨市场优化，同时参与基础型与高级型瞬时备用容量服务可使项目净现值提升约14%。经济性最优方案在于以有限电池容量参与高级产品，且不影响其他收益流。

相较于产品本身，更大的风险在于监管框架。结合AGNES进程的分析表明，电网收费结构对盈利性影响更为显著：基于电量的电网收费将使内部收益率降低约4.6个百分点，而基于容量的电网收费（如荷兰正在讨论的模式）可能导致收益率下降约13个百分点，这将大幅削弱项目的商业可行性。