德國創(chuàng)新招標機制正處于十字路口，盡管德國的太陽能招標市場正在蓬勃發(fā)展，但其限制性設(shè)計導(dǎo)致了光伏發(fā)電與儲能協(xié)同項目的數(shù)量較少，限制了其經(jīng)濟效益。

為確保創(chuàng)新招標的長期成功并為用戶創(chuàng)建一個具有更高成本效益的能源系統(tǒng)，共享儲能項目的開發(fā)商需要看到更強的業(yè)務(wù)案例和投資回報。允許儲能系統(tǒng)從電網(wǎng)充電并從電力批發(fā)市場參與中獲得額外收入，將改善項目經(jīng)濟性，并有潛力降低德國日益增加的可再生能源棄風(fēng)棄光成本。行業(yè)領(lǐng)先的儲能技術(shù)和智能資產(chǎn)性能管理軟件可以使資產(chǎn)所有者最大化其市場投資回報。

自2020年以來，德國聯(lián)邦網(wǎng)絡(luò)署（BNetzA）一直舉辦每半年一次的容量招標，目標是建設(shè)額外的混合發(fā)電，包括與基于電池的儲能系統(tǒng)相連的光伏電站和風(fēng)電場。該機構(gòu)已確定了將波動的可再生能源生產(chǎn)與儲能技術(shù)相結(jié)合的需求，以更有效地集成綠色能源并改善電網(wǎng)管理。通過創(chuàng)新招標，它計劃于2028年前向分布式儲能系統(tǒng)開發(fā)商授予高達4GWh的合同。

招標機制本質(zhì)上是有缺陷的，因為它不允許儲能參與所有可用的能源和輔助服務(wù)市場。這使業(yè)務(wù)案例依賴于上網(wǎng)電價，而不是讓業(yè)主最大化投資回報。2022年12月和2023年5月的招標輪次證明了這一點，在潛在的800MW中，它只授予了不到100MW的協(xié)同項目。然而，隨著上網(wǎng)電價的增加，最近的一次招標在9月份顯示出更大的興趣，授予全部400MW的容量。最大設(shè)備規(guī)模從20MW增加到100MW也可能促成了對創(chuàng)新招標機制的重新關(guān)注。具有更好規(guī)模經(jīng)濟的大型裝置能夠參與其中并在2023年5月和9月的招標中獲得批準。

在行業(yè)內(nèi)，固定上網(wǎng)電價轉(zhuǎn)變?yōu)楦邮袌鲆鐑r的決定在2022年12月第一次招標輪次失敗前備受爭議。上網(wǎng)電價結(jié)構(gòu)不如監(jiān)管機構(gòu)BNetzA確立的絕對上限重要。這兩項新規(guī)則都是在通脹壓力（主要因烏克蘭戰(zhàn)爭導(dǎo)致）開始對能源行業(yè)造成影響的時候?qū)嵤┑?，可再生能源開發(fā)商面臨前所未有的高昂材料成本。隨著通脹率觸發(fā)利率上升，可再生能源項目的資本成本也在上升。因此，項目融資的第二個主要變量發(fā)生了重大變化，需要在招標設(shè)計中考慮進去。

意識到有必要干預(yù)，BNetzA于2023年3月宣布將混合光伏供電電池系統(tǒng)的最高上網(wǎng)電價提高25%至9.18歐分/KWh。2023年5月的招標獲得了更多報價，但仍不足以令更多項目通過。巴登-符騰堡州太陽能和氫能研究中心（ZSW）開展的研究表明，2025年投入運行的混合發(fā)電廠的平均成本為10.40歐分/KWh，遠高于調(diào)整后的電價。