之前，视知产研院介绍过：4 月 16 日，电池储能首次在晚间高峰时段内成为加州电网最大的单一电力来源。这是人类历史上首次。（）
众所周知，欧洲的市场模式和美国市场有很大差异，那么，储能在欧洲的电力市场怎么挣钱呢？最佳交易行为是什么？
《能源邮报》上一篇由咨询公司Energy Brainpool分析师Elena Dahlem 和建模师Alex Schmitt撰写的一篇文章，以德国为例，给出了参考答案。报告的基准计算是针对具有 1 MW 电力和 1 MWh 电能的大型存储系统。基于这样的预测，可以辅助做出投资决策。
视知产研院对这篇报告进行了编译，供读者参考。
01
德国储能应用情况
报告开头先分析总结了储能在德国家庭、工业和大型领域的使用情况。
德国固定电池市场可分为三个领域：家庭储能系统（HSS， 30 kWh 能量）、工业储能（ISS， 1 MWh 能量）和大型储能电池（LSS，大于 1 MWh 能量）。
其中，家庭储能系统是规模最大、增长最快的市场。家庭储能系统大部分与光伏系统结合安装。在这一领域，电池市场因光伏技术的普及而受益匪浅。
锂离子电池 (LI) 的普及率超过 98%，是应用最广泛的电池。铅酸电池、氧化还原液流电池和盐水电池也被使用。然而，它们的份额不到 2%，可以忽略不计。约 56% 的 HSS 系统属于 5 至 10 kWh 段，而 10 kWh 以上的段也很重要，占 37%。对于 HSS 来说，能量性能比 (EPR)，即储能单元在最大功率下完全放电所需的时间，平均为两小时。
大型储能系统市场是固定电池系统的第二大市场。过去，该市场涉及的技术范围比其他市场更广泛。现在，锂电池也占据了该市场的主导地位，铅酸电池也得到了一定程度的使用。
LSS 的可能用途包括辅助服务和电网服务，以及可再生能源的整合、工业自给自足和套利交易。大多数 LSS 的市场份额为 77%，可以存储的能量不到 10 MWh。另外 18% 的 LSS 可以提供 10 到 20 MWh 的能量，只有少数系统比这更大。EPR 在 30 分钟到 4 小时之间变化，具体取决于电池存储系统的使用情况。
相比之下，工业储能系统市场规模最小。除了 1% 的氧化还原液流和 3% 的铅酸电池外，锂电池的市场份额为 95%。这些储能系统大多用于整合可再生能源和为电动汽车车队充电。86% 的系统可以存储 30 到 100 kWh 的能源。另外 8% 的系统规模为 100 到 200 kWh，其余系统规模更大。大多数系统的 EPR 在两到三个小时之间。
02
收入潜力评估
随后，报告中使用工具模拟了频率控制储备 (FCR) 市场和现货市场的收入潜力。
报告认为,除了在迄今为止最重要的商业模式现货市场进行营销外，日前市场和日内市场的价差不断扩大，也为现货市场的电池储能带来了更高的收益潜力。
报告为此研究了近年来各个市场的收入潜力的发展。首先，报告介绍了FCR市场电池储能的历史收入并指出，大型储能系统的收入潜力取决于营销类型。目前，产生收入的最重要方式是提供频率控制储备（FCR）和现货市场的套利交易。未来，自动频率恢复储备（aFRR）也将成为重要的收入来源。
在 FCR 市场上，每天以 4 小时为单位招标约 570 MW 的容量，目的是在波动时稳定电网频率。供应商是通过前一天的拍卖确定的。为了能够提交投标，潜在供应商必须“预先获得资格”。2023 年初，德国预先获得资格的总容量略低于 7 GW。电池存储系统占其中的 630 MW，呈上升趋势。
FCR 市场的价格波动很大。假设年平均价格和 90% 的可用性，具有 1 MW 功率和 1 MWh 能量的电池存储系统可以在 2021 年产生约 136,000 欧元的收入，在 2022 年产生 180,000 欧元的收入。在 2023 年前 9 个月，潜在收入达到 70,000 欧元。
报告随后介绍了现货市场上电池储能的历史收益潜力。
报告指出，利用 LSS 赚钱的另一种方式是在巴黎 EPEX Spot的各种现货市场上交易电力。日前市场允许参与者交易电力以供第二天交付。它以每小时交付的拍卖形式组织，每天中午结束。随后对出价和报价的评估提供了有关第二天市场价格的信息。
日内市场则为当日交割的电力交易提供了平台。日内市场包括拍卖和连续交易。交易产品的频率从每小时到每15分钟交割不等。
现货市场上 LSS 的营销策略旨在实现收入最大化，同时考虑效率损失并避免收入不理想的存储操作。按顺序考虑各个子市场，从日前市场开始。
报告得出结论，对于今天决定投资大型电池存储系统而言，重要的是收入预期在未来几年内，即新存储系统的预期寿命内，以及使用在储备市场和现货市场上联合营销存储系统的策略（“多市场方法”）。
03
如何建模？
Energy Brainpool的分析师为此开发了一个优化模型。该模型计算出最佳交易行为可实现的收入——无论是通过历史市场价格还是未来市场价格。在后一种情况下须对未来电价的发展做出假设，例如通过基本电力市场模型。通过结合未来 30 年日前市场的基本模型和存储收入的多市场优化模型，Energy Brainpool 可以提供收入评估，从而支持投资决策。
报告详细的展开介绍了该优化模型的工作原理。
首先，在每个建模间隔中，模型都会继承前一个间隔的充电状态 (SOC) 以及上游子市场的交易位置。此外，对下一个间隔的价格水平的预期允许在当前间隔结束时评估存储水平。日前拍卖和日内拍卖子市场的间隔分别为一天，24 小时/96 刻钟。
同时，在对日内拍卖进行建模时，该模型考虑了日前市场成交的 24 个仓位。在 96 个季度的每个小时内，可以以成本中性的方式再次选择先前计划的存储行为，或者可以通过调整存储行为和相应的交易来增加收入。
这种“重新优化”在连续 ID 市场上每小时重复一次，因为价格水平仅在交付期之前知道。EPEX Spot 的 ID3 价格用于建模。存储系统根据接下来三个小时的价格优化其充电和交付行为，同时仅承诺第一个小时的交易位置。与此同时，还有一个额外的限制限制了这一小时的充电行为：每三个小时后，必须保持根据日内拍卖计划的充电水平。
下图显示了2019 年初至 2023 年 9 月底期间，功率为 1 MW、储能能量为 1 MWh 的大型储能设施在频率控制储备市场和现货市场上的潜在年收入。
值得注意的是，FCR 市场以及现货市场的收入随着时间的推移而增加，2022 年的增长尤其强劲。这是由于现货市场通过所谓的“优先顺序”确定价格，以及过去两年化石燃料价格的强劲上涨。
因此，在煤炭或天然气等火电厂“定价”的几个小时内，电价往往高于前几年。在可再生能源设定电价的几个小时里，无论燃料价格如何，价格都接近于零甚至是负值。因此，2022 年一天内出现了高价差，电池存储系统可以从中受益。
此外，上图还可以看出，近年来，LSS 运营商能够在 FCR 市场上获得比现货市场更高的收入。然而，过去两年差距有所缩小。2023 年前 9 个月，两个市场的潜在收入几乎处于同一水平。
相对而言，FCR 市场已经失去了盈利能力。这可以通过越来越多的供应商（尤其是电池存储形式的供应商）面对几乎恒定的需求来解释。
下图展示了1 MW 功率和 1 MWh 能量的大型存储系统可能产生的每月收入。现货市场的收入在 2020 年和 2021 年已经略高于 2019 年的水平，然后在 2021 年下半年大幅增加。虽然 2020 年和 2021 年的收入大多在每月 3,000 欧元至 6,000 欧元之间，但 2022 年四个月内收入就超过了 15,000 欧元。从 2022 年 11 月开始，收入大幅下降，但从 2023 年 5 月开始又呈现上升趋势。
报告认为，这再次说明了化石燃料价格对每日价差以及电池存储系统收入的重大影响。对两个市场的比较表明，在 2022 年的某些月份，尤其是 2023 年，现货市场的收入可能高于 FCR 市场。
下图将之前的电池存储系统与具有相同功率但能量容量更高的 4 MWh 电池存储系统进行了比较。
图像上清晰显示，随着能量的增加，收入也会增加，但不是按比例增加。在电池功率保持不变的情况下，更大的能量容量意味着电池有更多时间放电。这使得在更长的时间内提供电力成为可能，并创造了更高收入的潜力。
报告还指出，除了收益潜力之外，其他参数也与投资决策有关，特别是 LSS 经历的充电周期数。充电周期数会影响使用寿命，从而影响存储系统的成本。这里的一个指标是所谓的“全周期当量”，即存储系统在一定时间内经历的完整充电和放电周期数。
下图显示了 LSS 优化以实现最高收益时的全循环等效值。它表明，能量容量较大的系统仅经历较小系统所需循环的 30% 到 40%。
因此，报告指出，系统规模越大，全循环当量数量越少，使用寿命越长，从而产生的潜在收益就越高。另一方面，随着能源容量的增加，投资和运营成本也会增加。为了选择存储系统的“最佳”规模，可以将潜在收益与不同 LSS 的系统特定成本进行比较。
除了上述“独立”储能系统外，还可以对与可再生能源系统结合的电池储能系统（“共置”）进行类似的分析。此外，上述优化模型还用于在 Energy Brainpool 的电价场景中映射电池储能系统的馈入行为，从而进一步提高模拟电价的质量。
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