近几个月，德国电池储能收益呈现显著增长态势。4、5、6月，现货市场与辅助服务市场均涌现出强劲的收益机会，其中，针对多市场参与进行优化的储能系统斩获了丰厚回报。尤其是5、6月，独立电池储能收益创下今年以来的新高。然而，任何一轮上涨行情都无法永久持续。

7月，市场迎来调整期。现货价格波动性有所减弱，同时一次调频备用容量与自动频率恢复备用容量的价格回落至今年2-3月的水平。夏季气温稳定，太阳能发电量虽处于高位但可预测性强，这一情况缓解了用电需求冲击，减少了短期电力供需失衡。最终结果是：所有相关市场的波动性均下降，交易利润率随之收窄。

但这种市场变化并未降低 “智能化多市场策略” 的必要性。相反，在市场走势趋于平缓的环境下，唯有协同化的策略才能持续挖掘收益价值。

价格信号重置

5、6月的市场特征是辅助服务价格大幅飙升、现货市场剧烈波动，而7月各市场则呈现再平衡态势。现货市场价差收窄，辅助服务价格回落至今年早春时期的水平。

从各项基准指标来看，单一现货市场的模拟最高收益区间为6600欧元/MW（约合7700美元）至12600欧元，其中 “叠加型现货市场策略”（同时参与多个现货细分市场）的基准收益达到12600欧元。辅助服务市场策略的收益潜力略高：一次调频备用容量收益为10000欧元/MW，“叠加型自动频率恢复备用容量” 的收益最高可达14500欧元/MW。即便是自动频率恢复备用能源的基准平台——国际自动频率恢复与系统稳定运行协调平台，其收益也回归至稳定的中间区间，收益为13400欧元/MW。

市场降温的原因

7月储能收益潜力回落，反映出更广泛的季节性与运营趋势。在经历了数月可再生能源发电量波动、电网供需紧张的局面后，7月受益于以下因素：太阳能发电量虽高但保持稳定、电网再调度操作减少、用电需求可预测性增强。与5月初夏的市场波动、6月末热浪引发的价格飙升不同，7月（除7月1日外）的电力供需失衡信号更少，市场价差也更窄——尤其是在连续日内市场（实时调整交易的现货细分市场）。此外，日内负电价时段的数量大幅减少，而这类时段通常能为电池储能系统提供宝贵的充电机会（利用低价电储能，待电价上涨时放电获利）。

辅助服务市场也随之调整。与6月的峰值相比，一次调频备用容量价格有所回落；自动频率恢复备用容量价格虽仍处于稳健水平，但已不再像5月那样飙升至极端高位。背后的关键驱动因素是整体电力批发市场环境：日内市场价差收窄、负电价时段减少，导致将电池储能系统用于备用容量供应的机会成本下降。在市场趋于平稳的阶段，套利收益降低，容量市场的竞争加剧，价格自然随之回落。与此同时，国际自动频率恢复与系统稳定运行协调平台（PICASSO）的调用量趋于平稳，7月基本未出现前几个月那样剧烈的 “向上调节”（需增加发电或减少用电）与 “向下调节”（需减少发电或增加用电）事件 —— 这表明，需要动用应急备用容量的系统级压力场景有所减少。

在此类市场环境下，“收益叠加策略”（同时参与多个市场获取收益）的核心不再是追逐单一市场的峰值收益，而是在多个中等收益机会间实现协同最大化。对于电池储能系统运营商而言，7 月的市场行情提醒他们：市场降温未必意味着绝对价格水平下降，而是失去了驱动收益增长的核心因素——市场波动性。

慢周期市场的应对策略

在7月的基准测试中，我们再次以Suena公司的能源交易自动驾驶系统（Energy Trading Autopilot）为工具，对一个10MW/20MWh的独立电池储能系统进行模拟运营。该系统的充放电往返效率设定为90%，不具备 “完美预见性”（即无法提前知晓未来价格），且完全符合所有相关产品的市场规则，涵盖现货市场（日前市场、日内拍卖市场、连续日内市场）、一次调频备用容量与自动频率恢复备用容量（aFRR，包括PICASSO平台的能源调用）。系统日均充放电循环次数为2.12次。

在市场价格波动放缓的背景下，我们的多市场策略实现了19200欧元/MW的交易收益——虽低于5月和6月至31000欧元的峰值水平，但仍显著优于所有静态基准策略（仅专注单一市场的固定策略）。

与 “叠加型现货市场策略” 相比，能源交易自动驾驶系统的收益高出37%；与 “仅参与一次调频备用容量（FCR）市场” 的策略相比，收益优势攀升至90%；即便与 “自动频率恢复备用容量（aFRR）基准策略” 相比，收益也高出32%-50%。而单一现货市场策略的表现则进一步落后，收益差距最高可达190%。

换言之：即便在市场走势平缓的环境中，灵活、数据驱动的策略仍能为储能运营带来决定性的收益优势。

策略的重要性依然凸显

当然，模拟测试只是分析的一部分。无论基准测试多么详尽，都无法完全涵盖现实运营中的复杂因素：储能资产的特定限制条件、电网再调度的影响、设备维护计划、监管政策变动等。事后回顾时，市场信号或许看似清晰，但要可靠地把握这些信号，需要系统能实时理解市场规则与技术约束。

正因如此，基于市场情报与资产特定运营逻辑的 “实时优化” 变得至关重要。在类似7月的市场环境中，成功的策略不再是追逐单一市场的高收益，而是持续在多个市场间重新分配储能容量 —— 并根据市场条件变化调整这些分配方案。

我们的能源交易自动驾驶系统正是这样运作的：在一次调频备用容量（FCR）投标未中标时重新分配容量、针对自动频率恢复备用容量（aFRR）价格回落调整充电曲线、根据日内市场价差机会减少动态调整交易策略。最终结果虽未创下突破性收益，但在充满挑战的市场中实现了稳健、风险调整后的良好表现。

未来展望

与近几个月不同，7月的市场呈现出一种 “非波动性主导” 的格局。当价格飙升让位于平稳周期，市场动态从 “失衡” 转向 “再平衡” 时，电池储能策略必须能够适应这两种极端情况。

然而，这种相对平稳的周期未必会贯穿今年剩余时间。可再生能源发电波动、季节性用电需求变化、系统性压力事件（从 “热浪无风期”（Hitzeflauten，指高温且风力微弱导致风电不足的时段）到 “阴天无风期”（Dunkelflauten，指光照弱且风力微弱导致风光发电同时不足的时段））仍是能源系统的结构性特征。此外，再叠加技术条件变化与监管改革的背景，市场价格再次出现失衡的可能性很高。无论是高波动还是低波动市场，电池储能系统都不能仅停留在 “被动应对” 层面——它们必须具备预测、适应与重新定位的能力。这不仅需要对市场的直觉判断，更需要一种超越单一产品或单一价格信号的策略——一种能在多个市场、不同时间周期与各类约束条件间实现协同的策略。