二、德国储能定价
德国贸易与投资署智能电网与储能事业部高级经理HeikoStaubitz先生介绍了德国的储能定价做法，主要观点如下：
1、德国可再生能源的大规模、高比例并网催生了储能市场的快速发展
2000年德国推出了可再生能源上网电价，光伏、风能、生物质能发电设施的数量从2000年的约3万台快速增长至2015年的150万台，其中风能主要是在德国北部，光伏是在德国南部。截止到2015年底，德国的可再生能源发电量占全国电力消费总量的比例已经达到32.6%;德国政府希望将这一比例在2050年提升到80%。在能源转型过程中，储能技术从小规模到大规模的应用，在可再生能源并网和电力系统安全等方面扮演着至关重要的角色。
2、德国能源市场的三大构成部分及其所发挥的作用
德国的能源市场分为场外交易、能源交易所和调频市场。在德国，电力市场是自由化的，所以可以通过场外交易用签订合同方式来买电。在能源交易所，有现货市场和期货市场。调频市场是由四个输电系统运营商管理的，负责把频率保持在额定的50赫兹;四家输电系统运营商本身没有容量资源，需要在一级、二级和三级调频市场上采购。随着风电、太阳能光伏发电的比重不断增加，为保证电力系统安全稳定运行，储能能够快速、精确地响应调度下发的出力指令，在一级、二级调频市场具有一定的应用前景。
3、旧的蓄能商业价值衰减，新的储能形式商机出现
传统的储能商业模式，比如抽水蓄能，依靠峰荷和基荷之间的价格差来盈利，这一模式在德国已经难以为继。过去若干年，德国峰谷价差在减少，从8欧分/kWh降到现在的2欧分/kWh左右，一部分抽水蓄能项目也因此停止运行。德国负荷是在早晚出现高峰，当今后太阳能并网比重进一步增加后，中午前后就会有很多光伏发电，期间的电价会非常便宜，甚至出现负电价，高峰与基荷的价格差加大或许会重新带来抽水蓄能的盈利，但仅依靠峰谷差价生存的抽水蓄能模式正在消失。
4、一级调频是德国储能的主要市场，目前已经具备商业价值
在欧洲，整个一级调频市场约为3000兆瓦，德国在600兆瓦左右。在过去四年中，每周进行一次一级调频市场招投标，每兆瓦每周平均价格是3100欧元上下;近期市场价格是每兆瓦每周2500欧元左右。
每年有52周，按照每兆瓦每周2500欧元进行测算，每兆瓦全年收入为13万欧元左右，这就是目前一级调频市场的价格。考虑投资成本、运行成本、利息成本等，用13万欧元进行倒算，电池储能的整个成本就是每千瓦时870欧元;也就是说，电池储能整体成本低于每千瓦时870欧元，参与一级调频市场是有商业价值的。随着电池价格的下降，储能其实已经在一级调频市场有商业空间了，这也就是为什么2016/2017两年在德国安装或将要安装的储能电池变得非常多，大型电池总容量将达到165兆瓦。德国的电动汽车在2020年的预期达到100万辆，目前只有7万辆，未来每年将会有一个巨大的增长量。BMW等电动汽车的电池报废以后，把这些电池组合起来进行二次使用，可以参与一级调频市场，已经有商业价值了。
从市场容量来看，二级调频市场较一级调频市场要大几倍，另外二级调频市场的价格波动更大。二级调频市场既是一个容量市场，也是一个电力能源市场，大容量电池储能在未来可能会有较大的参与空间。
5、较高的电价水平，促进工业用户和居民用户更多地安装储能装置
对于用电量较大的工业用户，德国政府要求其必须要保证使用一定比例可再生能源发电。对于大工业用户，可以免交可再生能源附加费，现在工业用户消费可再生能源的电价已从每度电4.5欧分降到了3.8欧分，这部分电量的电价在德国是比较低的。但对大工业用户来讲，如果认为总体电价高的话，就会设法提高能效，也会考虑使用储能。
对于居民用户，从2011年开始，光伏系统的成本开始低于居民电价，刺激了光伏自发自用的快速发展。光伏+电池储能的成本会进一步的下降，在2018年将会低于居民电价，这将使得安装光伏+储能系统的德国居民用户达到60%~80%的能源独立。从2017年1月份开始，政府将给居民用户的电池储能成本提供20%的补贴(补贴额度每年降低3%)。预计接近三分之一的德国居民用户将在购买光伏系统的同时购买配套的储能电池系统。预计到2020年，将有50000多个安装光伏发电的家庭配置储能装置。
