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众所周知，德国户用储能走在全球用户侧储能发展的前列，而德国电网侧储能的发展则相对缓慢，德国电力市场中还存在一些制度或规则方面的障碍制约着储能大规模的应用。本文将选取存在于电力市场中的部分障碍进行阐述与分析，希望能为行业提供一些借鉴。关于德国储能市场详细的分析与研究，可关注中关村储能产业技术联盟CNESA研究部即将于5月22日发布的《储能产业白皮书2017》。
1. 电力调频市场
在德国，能源经济法规定必须要有常规储备电力。根据供应时间的不同，可将储备电力分为一次调频，二次调频及三次调频。一次调频(Primary Reserve，也称一次调频)：0-30秒内启动，用于平衡短期的电网频率波动;二次调频(Secondary Reserve，也称二次调频)：30秒-5分钟启动，用于平衡中期电网频率波动;三次调频(Minute Reserve，也称三次调频)：15分钟-30分钟内启动，用于长期的电网干扰。
其中，一次调频市场非常适合发展MW级电池储能电站，主要是由于：(1)电池的高功率、快速响应等技术特性符合一次调频市场的需求;(2)一次调频市场的价格较高，能够覆盖电池的高成本。虽然一次调频市场(一次调频)的费用标准已经从2015年的€3,600 (USD $3,852)/MW下降到2016年的€2,500 ($2,622) /MW，但电池储能的投资成本也在持续下降，降低的费用标准对电池储能来说仍然是足够的且可行的。
但电力调频市场中也存在一些问题，主要是监管规则的不确定性。以前，德国要求调频资源提供服务的时长最短是15分钟。后来欧盟的一个工作文件指出，未来欧盟成员国将很快采取最低时长为30分钟的标准。尽管这个工作文件不具有约束力，但是德国过早的采纳了这个规则，而不料欧盟很快的又将这条规则改回了15分钟。目前德国仍然采用的是30分钟的规则，而且不知道是否会修改回15分钟，以及什么时间修改。因此，市场参与者目前并没有非常纠结于是否存在更高调频容量需求，而是更纠结于现有法规政策的不确定性。
2. 其他市场规则和架构方面
在德国，为了增加新安装的储能项目的盈利性，德国政府对一些市场规则进行了一些调整。首先，调整后的市场规则规定储能可以在安装后的20年内免交网络使用费，同时还免交可再生能源附加费。而抽水蓄能则更加受到优待，除了免交网络使用费的期限相对其他储能技术较短(10年)外，不仅免交可再生能源附加费，还可以免交电力税，而其他储能技术则不享受免交电力税的政策。
尽管通过市场规则的修改，储能的收益性增加，但是业界却认为，相比补贴或部分税费免除，储能更需要一个技术中立的市场及监管体制框架，驱动储能与其他灵活性资源进行非歧视性竞争。
首先，应该在电力系统和整个监管体制中增加储能的定义。目前，在整个监管体制中，没有储能的定义，导致以下几点都不明确：
储能的属性不明确，即，将储能作为发电设施还是需求用户;
储能的功能不明确，即，大规模储能在电网中到底应该扮演什么样的角色，发挥什么样的作用;
储能的归属权不明确，即，谁应该拥有和运营储能，是输电网络运营商还是配电网络运营商?是公共事业还是发电公司?
其次，政策制定者应该为储能提供公平的市场环境。公平的市场环境不仅指储能与其他灵活性资源之间的公平，在各类储能技术之间也应实现公平，达到完全的技术中立。目前，在市场规则和监管框架中，抽水蓄能和其他储能技术之间是有差别待遇的，前者更受到优待。另外，允许储能和其他灵活性资源一样，有权非歧视性进入电力市场所有相关的环节、利用相关资源也是非常重要的。
最后，由于市场规则和市场监管体制的不明确，新的储能项目往往需要花费非常长的时间取得资格预审。业内呼吁简化资格预审的相关手续，推动大型储能项目的尽快落地。
总的来说，目前针对包括储能在内的灵活性资源的市场规则和市场监管机制仍然是需要改进的。相比补贴，捋顺市场规则与相关机制或许能够更快的带动储能为德国电力系统提供更多的价值。CNESA将持续关注德国储能市场的发展。
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