2025-12-16 15:03:23
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可再生能源的快速增长从根本上改变了我们管理能源系统波动性的方式。灵活性已成为新的硬通货，而电池储能系统（BESS）正是其中的关键组成部分。通过平衡间歇性发电并实现24/7的可再生能源供应，BESS正逐渐成为能源转型的基石。
但随着市场扩张，BESS项目的复杂性也在增加。与此同时，新法规和趋紧的资本市场环境引发了越来越多的问题：当前电池储能系统是否真正具备可融资性？哪些收益模式在德国市场被验证成功？项目规模、合作方选择或内部风险承受能力等因素如何影响融资策略？
在ees Europe会议"公用事业规模BESS商业模式——投资者偏好如何塑造德国发展进程"专题讨论中，主持人Apricum清洁能源咨询总监Christopher Bryan与来自Engie、EnBW、terralayr及德意志信贷银行的专家，共同探讨了驱动德国大型电池储能系统发展的关键融资动态。
对话Mikko Preuß、Martin Daronnat、Marcel Schepers与Thomas Osburg
为何德国当前成为BESS投资热点？
terralayr德国首席商务官Mikko Preuß：
德国推进速度远超多数国家，仅去年就新增20吉瓦可再生能源。这种发展速度催生了明确的系统级储能需求以平衡供需。同时，日前市场价差在过去五年增长近300%，为懂得灵活资产管理的投资者创造了真实机遇。若运作得当，电池储能将带来可观回报。
德国目前仅约2吉瓦公用事业规模BESS投运，我们是否面临供需泡沫？
Engie德国灵活性与结构化开发主管Martin Daronnat：
我认为市场对收益预期确实过热。新冠疫情与乌克兰战争等特殊事件导致的极端波动和价格上涨，不应作为未来收益预测基准。投资者需保持谨慎，通过咨询交易员、获取远期报价等方式建立未来5-10年更现实的电池价值评估。
EnBW能源巴登-符腾堡公司灵活营销产品经理Marcel Schepers：
尽管并网申请总量激增至近400吉瓦，但这不意味着真实产能泡沫。许多申请存在重复提交现象。核心问题在于可再生能源发电与灵活调节能力间的巨大缺口。只要缺口存在，对电池和灵活性的需求就真实存在。市场剧烈波动已释放明确信号：我们需要更多灵活资产，电池正是关键解决方案。
德意志信贷银行新能源销售经理Thomas Osburg：
真正问题不在于当前是否存在泡沫，而在于五年后是否会出现。面对数百吉瓦的并网排队项目，我更关注实际建设、融资和消纳能力。尽管数字显示爆发式增长，实际交付能力可能使增速放缓。
BESS项目最终投资决策需要多清晰的收益模型？
Thomas Osburg：
有趣的是，收益模型本身并非项目获融资的决定性因素——融资结构可适配不同策略。但我们必须从开始就明确收益路径：选择完全市场化（高风险）、保底模式（中风险）还是收费结构（低风险）？这决定了项目风险建模方式。最佳实践是与专业能源顾问合作，提供多情景项目收益预测。我们不会依赖过度乐观的预测，同时会进行压力测试。即使融资未最终确定，评估可融资性仍需完整的收益框架。
Daronnat先生，作为BESS投资者如何权衡收费协议与完全市场化模式？
Martin Daronnat：
Engie集团目标在2030年前实现全球10吉瓦BESS布局。我们这类公用事业公司拥有多年市场风险管理经验，这塑造了我们的投资理念。虽然相信电池的灵活性价值，我们仍采取结构化风险管理。ENGIE的GBU供应与能源管理部门（SEM）核心任务之一就是通过交易、结构化设计、投资组合管理和项目开发的专业能力来管控风险。
是否担忧BESS市场化收益饱和？
Martin Daronnat：
我个人确信未来几年收益将下降，特别是当前德国BESS收入中高达三分之二来自溢价过高的辅助服务。但我不特别担心交易收益饱和，因为Engie可通过对冲管理风险。主动风险管理是我们风险体系的核心。欧洲鲜有能源供应商能大规模保障灵活性，缺乏此能力者将面临严重增长限制。我们预估德国到2030年需要数吉瓦灵活性来维持可再生能源组合并实现全天候绿电供应。若无适当对冲，相关市场风险将迅速达到不可持续水平。对冲一直是公用事业公司构建大型资产组合的唯一途径，我们通过可再生能源组合、下游活动或直接市场操作进行对冲，有时三者结合使用。
是否存在适用不同收益模式的规模阈值（兆瓦级）？
Marcel Schepers：
没有严格界限，但经验表明约在40-50兆瓦区间。低于该规模的项目更适合市场化或混合结构（如保底模式），因为投资者更关注上行潜力。随着资产规模扩大，投资者类型转向优先考虑风险缓释的大型基础设施基金和股权投资者，这通常需要合约收益保障。我们2022年首个7兆瓦收费协议耗时六个月谈判。当前亟需标准化框架，否则小规模项目仍将默认采用市场化模式。
Mikko Preuß：
关键不在于单个资产规模，而在于投资组合构建方式。我们多数项目在10-30兆瓦区间，但通过聚合形成更大资产包。例如可向承购方提供50兆瓦容量，其中合约与市场化风险各占一半。我们近期达成的交易正是如此，这种以管理总兆瓦数为导向的投资组合思路代表着市场发展方向。
Thomas Osburg：
小规模储能项目的收费协议关乎市场准入。光伏领域的购电协议（PPA）就是例证：通常只有大型项目才值得承担法律和行政成本。BESS领域同理。大型资产可消化法律成本，而小规模开发商往往被迫选择市场化模式。除非建立标准化框架来高效聚合小项目，否则许多资产仍将被结构化收益机会排除在外。
成功谈判并签订BESS收费协议的关键建议？
Martin Daronnat：
首先确保各方理解一致。结构化交易复杂，术语的微小误解可能导致重大延误。建立信任同样关键——交易中总会出现意外状况，信任是推动谈判前进的基石。强大的法律、交易和结构化团队也至关重要，必须全面理解并准确呈现相关风险。最后，不要仅因条款表面优越而签约，需确保其符合自身战略和风险承受能力。
Mikko Preuß：
投资者应首先明确自身战略：风险偏好如何？是否受资本约束？优化长期现金流还是内部收益率？缺乏这些界定，市场将决定你的结局。其次进行竞争性流程，在缺乏市场标准时合理评估报价。最后理解交易对手的价值驱动因素，例如采用"虚拟"容量型收费结构而非资产关联模式，可优化资产负债表并提升交易经济性。
Thomas Osburg：
切勿忽视银行角色。我们通常提供高达70%的项目资金，需要在收费条款中拥有话语权，包括理解商业风险、可用性保证、惩罚条款和报告权利。若银行介入过晚，整个协议可能需重新谈判——这是所有人都不愿看到的。
Marcel Schepers：
必须明确风险分担与责任划分（如监控和保修合规）。看似优惠的交易可能让资产所有者承担全部风险，进而引发融资问题。因此责任划分的公平性与清晰度与价格条款同等重要。
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