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據Business Insider報道，德國在大力發(fā)展太陽能的過程中出現了一個罕見的現象：電價跌至負值，即消費者購買電力不僅無需支付費用，反而能獲得相應的報酬。

據報道，由于德國大力發(fā)展太陽能產業(yè)，致使發(fā)電量急劇攀升。去年，該國新增光伏發(fā)電裝機容量達到了驚人的14280兆瓦，幾乎是前一年的兩倍之多。這使得光伏發(fā)電的供應量遠超消費需求，進而引發(fā)了電價暴跌，甚至跌至了負值。

而電價跌至負值的目的，則是為了吸引用戶消納多余的電力。

事實上，隨著可再生能源裝機容量的持續(xù)攀升，負電價現象在歐洲電力市場中已屢見不鮮。

2019年，德國經歷了211個小時的負電價，而到了2020年，這一數字上升至298小時。去年5月，荷蘭電價更是跌至前所未有的-400歐元/兆瓦時，創(chuàng)下了歷史新低。7月份，丹麥、德國、比利時等地相繼出現負電價，德國更是遭遇了全天24小時負電價的極端情況。電價一度下探至-500歐元/兆瓦時，打破了歷史最低紀錄。

儲能是解決負電價的答案

對于整個市場而言，負電價即無法讓廣大普通消費者獲益（畢竟時間不算太長），又會對電網造成沖擊，同時也會阻礙新能源的發(fā)展。而想要解決負電價，可以從電廠本身進行解決。

對于光伏或風電廠而言，最大的問題在于靈活性不足，也就是可再生能源發(fā)電時間與居民用電時間的不匹配，比如光伏通常是白天發(fā)電，而居民用電通常在夜晚。靈活性的不足源于過去電力很難保存，但隨著儲能技術的發(fā)展，這一切都有了解。

儲能系統(tǒng)以在短時間內存儲風電和光伏發(fā)出的多余電力，并在需要時釋放，從而平滑電力輸出，減少對電網的沖擊。同時還可以提供必要的調節(jié)服務，如頻率調節(jié)、峰谷削峰等，增強電網對可再生能源波動的適應能力。并且能解決風電和光伏發(fā)電的棄電問題，通過儲存未被立即使用的電力，提高可再生能源的利用率。

德國是歐洲第一大儲能市場，據歐洲儲能協(xié)會（EASE）數據，2023年歐洲總裝機規(guī)模為13.5GWh，同比上漲93%，戶儲裝機規(guī)模為9.5GWh，同比上漲109%，占比達到70%。其中德國、英國、意大利為歐洲儲能裝機規(guī)模排名前三的市場，2023年新增裝機規(guī)模約為6.1 GWh、4GWh、3.9GWh。

據TrendForce預測，2024年，德國、英國、意大利新增裝機規(guī)模約為7.1GWh（17%）、7.7GWh（92%）、6.2GWh（62%）。與此同時，儲能系統(tǒng)在德國越來越普及，一方面由于德國電價較高，另一方面光伏與儲電相結合降低了自發(fā)自用的發(fā)電成本。

值得注意的是，德國家庭安裝儲能主要是為了提高光伏發(fā)電自用率和家庭用電自給率。德國居民電費無峰谷差別，光配儲為戶用儲能唯一使用場景。政府也通過德國復興銀行（KfW）為配置戶用儲能的家庭提供低息貸款，并提供最高30%的直接安裝補貼。此外，德國各州政府出臺多種優(yōu)惠政策，如允許購置戶用儲能設備成本用于抵免個人所得稅或直接獲得補貼等。

同時，在2023年7月19日歐洲議會正式通過電力市場設計改革方案，鼓勵電網引入更多非化石燃料靈活性資源（如儲能、需求側響應），并通過容量市場等方式為其提供合理的投資回報。

不過在數據上，由于當前德國儲能市場仍處于去庫存階段。當前儲能裝機量有所下滑，數據顯示，德國2024年1-4月戶儲新增裝機1550MWh，同比下降12.19%，4月份戶儲裝機338MWh，同比下降9.63%。

相比之下，中美在儲能上發(fā)展迅猛。據CNESA數據，今年4月份儲能并網規(guī)模達1.24GW/5.13GWh，同比上漲18%/117%，1-4月并網規(guī)模為14.9GWh，同比大漲230.4%。

美國4月份儲能裝機量同樣快速增長，據EIA統(tǒng)計，4月份美國儲能新增裝機規(guī)模523.3MW/1129.9MWh，功率口徑同比上漲195.6%。24年1-4月美國儲能新增裝機規(guī)模1759.3MW/3089.1MWh，同比上漲186.3%/830.5%。截止2024年4月末，儲能計劃裝機規(guī)模達到32.95GW。顯然，快速發(fā)展的儲能，有望解決當下風電光伏面臨的負電價問題。

光伏配儲成政策要求

隨著光伏的飛速發(fā)展，下游消納難題日益嚴峻，各省市相繼出臺文件對分布式光伏提出配置電化學儲能的要求。

2021年至今，江西、山東、山東德州市、山東膠州市、山東棗莊市、廣西南寧市、河南、安徽、安徽安慶市、浙江金華金東區(qū)、浙江諸暨市、浙江紹興柯橋區(qū)、湖南、廣東江門新會區(qū)、河北15地發(fā)布分布式光伏配儲政策。

值得注意的是，山東棗莊市要求按照裝機容量15%～30%、時長2～4小時配儲，成為分布式配儲天花板。

而山東德州市、山東膠州市、山東棗莊市、廣西南寧市、河南、浙江金華金東區(qū)、浙江諸暨市、浙江紹興柯橋區(qū)、廣東江門新會區(qū)、安徽安慶市9地配儲比例大多在10-20%，時長為2-4h之間。

除了上面提到的10地，江西、山東、安徽、湖南、河北等地也出臺政策鼓勵分布式光伏配置儲能。

江西發(fā)文，在電網承載力評估等級為黃色、紅色的區(qū)域，可通過配建儲能(包括租用、異地配儲等模式)、集中匯流等措施提高電網承載力。

山東發(fā)文，鼓勵光伏投資企業(yè)、電網企業(yè)在消納困難變電站(臺區(qū))配建儲能設施，開發(fā)建設分布式儲能，提升電力系統(tǒng)調節(jié)能力，促進分布式光伏就近就地消納。

可見，分布式光伏陷入了“成長的煩惱”，出現電網容量告急，消納“紅區(qū)”等難題，各地把配置儲能作為破解難題的有效手段。

分布式配儲雖在理論上不僅可以做到削峰填谷，提供發(fā)供電設備的利用率，而且降低高峰的用電負荷，提高分布式光伏接入的整體承載能力，保證電網的安全運行。但其經濟性是繞不開的一個難題。配儲后項目的成本陡然增加，對光伏項目開發(fā)商無疑是一種額外的負擔。此外，儲能設備的長期運行對設備的維護和管理也提出了更高的要求?？梢哉f，種種原因，行業(yè)內對分布式配儲興趣也并不高張。

行業(yè)市場卻不買賬

首當其中的問題就是經濟性，分布式光伏當增加了儲能系統(tǒng)后，可以想象投資成本大幅增加，因為和最終的收益不成正比，就使得項目的投資回收期變得更長。

就以河北省為例，去年該省公布的分布式光伏擬安排項目中，302個項目中只有約131個項目承諾按要求配置儲能，剩下的政策上都沒有要求強制配儲，這背后經濟性是很重要的考慮，據筆者了解，按照目前的配儲比例，平均下來分布式光伏單瓦成本增加約0.5元（當然也會根據配儲的比例波動）。

這對于已經內卷無比的光伏來說，就是壓死駱駝的最后一根稻草。

而對于配儲后項目能否實現更好的盈利性，一個關鍵的指標就是——峰谷電價。據專業(yè)的機構估算，當峰谷電價差大于0.7元/千瓦時的時候，配儲或許才有更多的錢賺，但實際上很多地區(qū)的電價差都達不到這個條件。

除了經濟性的原因，儲能技術本身還沒有到非常成熟的境地，比如安全性的問題還沒有得到根本性的解決，而且電化學儲能還面臨一個巨大的問題就是在低溫條件下的“失電”問題，同事鋰電池儲能的壽命不超過10年，但是光伏電站在理想情況下壽命能達到20年，儲能電站也很難收回成本。

筆者了解到，據中電聯的統(tǒng)計數據，國內新能源配儲項目平均等效利用系數僅有不到8%。

這是什么概念？這意味著配儲之后儲能系統(tǒng)的利用率是獨立儲能的一半。就以青海省為例，有些新能源項目棄風棄光已經達到每天中午三、四個小時，但是儲能電站的儲能時長太短，每天2小時左右的調節(jié)根本覆蓋不了如此大量的棄風棄光。

這樣一來，大批儲能電站卻成了擺設，建而不用。儲能就變得開始有些“雞肋”了。所以，行業(yè)內也對是否需要光伏強制配儲展開了一場大討論。

靈活運用才是最合適的辦法

當光伏遇見儲能，未必能實現雙向奔赴，雖然目前全國已有24個?。ㄊ校┌l(fā)布文件要求強制配儲，從原來的鼓勵變成現在的強制，可以看出頂層的決心。

但我國有句古話叫強扭的瓜不甜，由于缺乏合理的調度機制和電價疏導機制，很多儲能的利用率都很低，大多數儲能設施淪為了擺設，光伏強制配儲經濟性目前來看式堪憂的。

所以，不少地方配儲只是為了拿指標，建好之后要么不用、要么用不了，這無疑對與資源是一場巨大的浪費。

對于未來的破局之道，無疑要抓住四個關鍵字——因地制宜。

除了在峰谷電價差較大的地方再上儲能系統(tǒng)，另外除了能夠服務于自家場站的光伏消納，儲能電站可以參與到一個省的調頻輔助服務中去，未來甚至可以參與現貨市場，最后能夠通過租賃實現收益（不配儲的電站可以付費租賃其他儲能電站容量）。

有句話說得好，垃圾本身或許并不是垃圾，只是因為它放錯了位置，儲能如何變廢為寶，答案或許就在這里。

原標題：德國再現負電價，光伏電力過剩如何解？配儲“良藥”難下咽？