德国再现负电价，居民用电企业倒贴钱，储能成版本答案

电子发烧友网报道（文/黄山明）近日，据动态电价提供商Rabot Charge数据显示，德国4月份现货市场出现了50个小时的负电价，最低价格超过-0.05欧元/kWh，也就是这些负电价的电，每用一度电企业反而要给用户支付0.4元人民币。

而负电价的情况甚至已经成为近几年来德国，乃至欧洲一个难解的顽疾。不仅拖累了欧洲电厂的利润，也成为了可再生能源发展的阻碍，而储能或许是解决负电价的关键。

负电价再现，背后原因是什么？

所谓负电价，其实是近几年能源市场中的一个奇特现象，最早出现在德国。即在某些时段，由于电力供应量大于需求量，导致电价出现负值。尤其是新能源发电具有波动性和间歇性，随着新能源装机容量的增加，风、光电量爆发时段与用户需求量不匹配，就容易出现负值的现货交易价格。

据德国联邦网络管理局（BNetzA）数据显示，2023年德国可再生能源新增装机容量17GW，总装机容量接近170GW，同比增长12%。其中光伏系统的总装机量达到14.2GW，同比增长91%，这也是德国有史以来安装光系统装机容量最高的一年。这导致了发电量激增，并超过了消费需求。

那么当出现负电价时，对于电厂肯定是不利的，但这并不意味着消费者会获利。由于电力本身属于一种能源，并且很难大量存储，因此电力供需必须保持实时平衡。为了确保供电安全，还需要调度机构精准管控。

因此，在电力市场交易时，会根据买家提前下单的时间长短，分为中长期市场和现货市场等，大多数普通消费者在电力市场中基本都属于中长期交易，所以短期的负电价并不能真正让利消费者。

那能否让电厂暂停发电来主动调节发电量呢？答案是很难，首先对于风力发电机而言，如果由于负电价影响，频繁关停风机，会导致运行多年的风机刹车失灵，进而引发失火事故。2023年7月，德国德国北莱茵-威斯特伐利亚州一座装机容量为6MW的陆上风电场发生起火事故，原因正是如此。此外，为了保持电网稳定，调频备用电厂也不能轻易中止运行，这导致电厂应变能力有限。

当然，近几年来，不仅是德国，包括欧洲各国都出现了可再生能源过剩或者负荷不足导致的负电价情况。有研究结果显示，负荷每下降5%，负电价的小时数就会增加35%。

另一方面，由于双碳政策的确立，欧洲各国对于可再生能源的支持力度非常大，其中德国又是补贴的力度最大的一家。但是当可再生能源过剩导致出现负电价时，这些补贴政策反而成为一种阻碍。

不少德国新能源发电企业可以接受负电价发电，只要电价没有跌破补贴的上限就不会停止发电，这样既不经济，也会对电网构成风险。而法国的补贴政策相对合理，该国规定在出现负电价时，这一时段内发电无法得到补偿，反而停止发电能够获得一定的奖励。

储能是解决负电价的答案

对于整个市场而言，负电价即无法让广大普通消费者获益（毕竟时间不算太长），又会对电网造成冲击，同时也会阻碍新能源的发展。而想要解决负电价，可以从电厂本身进行解决。

对于光伏或风电厂而言，最大的问题在于灵活性不足，也就是可再生能源发电时间与居民用电时间的不匹配，比如光伏通常是白天发电，而居民用电通常在夜晚。灵活性的不足源于过去电力很难保存，但随着储能技术的发展，这一切都有了解。

储能系统可以在短时间内存储风电和光伏发出的多余电力，并在需要时释放，从而平滑电力输出，减少对电网的冲击。同时还可以提供必要的调节服务，如频率调节、峰谷削峰等，增强电网对可再生能源波动的适应能力。并且能解决风电和光伏发电的弃电问题，通过储存未被立即使用的电力，提高可再生能源的利用率。

德国是欧洲第一大储能市场，据欧洲储能协会（EASE）数据，2023年欧洲总装机规模为13.5GWh，同比上涨93%，户储装机规模为9.5GWh，同比上涨109%，占比达到70%。其中德国、英国、意大利为欧洲储能装机规模排名前三的市场，2023年新增装机规模约为6.1 GWh、4GWh、3.9GWh。

据TrendForce预测，2024年，德国、英国、意大利新增装机规模约为7.1GWh（17%）、7.7GWh（92%）、6.2GWh（62%）。与此同时，储能系统在德国越来越普及，一方面由于德国电价较高，另一方面光伏与储电相结合降低了自发自用的发电成本。

值得注意的是，德国家庭安装储能主要是为了提高光伏发电自用率和家庭用电自给率。德国居民电费无峰谷差别，光配储为户用储能唯一使用场景。政府也通过德国复兴银行（KfW）为配置户用储能的家庭提供低息贷款，并提供最高30%的直接安装补贴。此外，德国各州政府出台多种优惠政策，如允许购置户用储能设备成本用于抵免个人所得税或直接获得补贴等。

同时，在2023年7月19日欧洲议会正式通过电力市场设计改革方案，鼓励电网引入更多非化石燃料灵活性资源（如储能、需求侧响应），并通过容量市场等方式为其提供合理的投资回报。

不过在数据上，由于当前德国储能市场仍处于去库存阶段。当前储能装机量有所下滑，数据显示，德国2024年1-4月户储新增装机1550MWh，同比下降12.19%，4月份户储装机338MWh，同比下降9.63%。

相比之下，中美在储能上发展迅猛。据CNESA数据，今年4月份储能并网规模达1.24GW/5.13GWh，同比上涨18%/117%，1-4月并网规模为14.9GWh，同比大涨230.4%。

美国4月份储能装机量同样快速增长，据EIA统计，4月份美国储能新增装机规模523.3MW/1129.9MWh，功率口径同比上涨195.6%。24年1-4月美国储能新增装机规模1759.3MW/3089.1MWh，同比上涨186.3%/830.5%。截止2024年4月末，储能计划装机规模达到32.95GW。显然，快速发展的储能，有望解决当下风电光伏面临的负电价问题。

总结

能源转型的关键是实现综合能源服务和网络的全面整合，将源、网、荷和储视为一个有机的能源系统整体，以实现最优的经济效益。负电价的出现，显然是这套系统出现了问题，而储能技术是解决风电和光伏电力难以保存问题的有效手段之一，它有助于提高电力系统的灵活性和可靠性，促进可再生能源的更广泛应用。