据Business Insider报道，德国在大力发展太阳能的过程中出现了一个罕见的现象：电价跌至负值，即消费者购买电力不仅无需支付费用，反而能获得相应的报酬。
据报道，由于德国大力发展太阳能产业，致使发电量急剧攀升。去年，该国新增光伏发电装机容量达到了惊人的14280兆瓦，几乎是前一年的两倍之多。这使得光伏发电的供应量远超消费需求，进而引发了电价暴跌，甚至跌至了负值。
而电价跌至负值的目的，则是为了吸引用户消纳多余的电力。
事实上，随着可再生能源装机容量的持续攀升，负电价现象在欧洲电力市场中已屡见不鲜。
2019年，德国经历了211个小时的负电价，而到了2020年，这一数字上升至298小时。去年5月，荷兰电价更是跌至前所未有的-400欧元/兆瓦时，创下了历史新低。7月份，丹麦、德国、比利时等地相继出现负电价，德国更是遭遇了全天24小时负电价的极端情况。电价一度下探至-500欧元/兆瓦时，打破了历史最低纪录。
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。
光伏配储成政策要求
随着光伏的飞速发展，下游消纳难题日益严峻，各省市相继出台文件对分布式光伏提出配置电化学储能的要求。
2021年至今，江西、山东、山东德州市、山东胶州市、山东枣庄市、广西南宁市、河南、安徽、安徽安庆市、浙江金华金东区、浙江诸暨市、浙江绍兴柯桥区、湖南、广东江门新会区、河北15地发布分布式光伏配储政策。
值得注意的是，山东枣庄市要求按照装机容量15%～30%、时长2～4小时配储，成为分布式配储天花板。
而山东德州市、山东胶州市、山东枣庄市、广西南宁市、河南、浙江金华金东区、浙江诸暨市、浙江绍兴柯桥区、广东江门新会区、安徽安庆市9地配储比例大多在10-20%，时长为2-4h之间。
除了上面提到的10地，江西、山东、安徽、湖南、河北等地也出台政策鼓励分布式光伏配置储能。
江西发文，在电网承载力评估等级为黄色、红色的区域，可通过配建储能(包括租用、异地配储等模式)、集中汇流等措施提高电网承载力。
山东发文，鼓励光伏投资企业、电网企业在消纳困难变电站(台区)配建储能设施，开发建设分布式储能，提升电力系统调节能力，促进分布式光伏就近就地消纳。
可见，分布式光伏陷入了“成长的烦恼”，出现电网容量告急，消纳“红区”等难题，各地把配置储能作为破解难题的有效手段。
分布式配储虽在理论上不仅可以做到削峰填谷，提供发供电设备的利用率，而且降低高峰的用电负荷，提高分布式光伏接入的整体承载能力，保证电网的安全运行。但其经济性是绕不开的一个难题。配储后项目的成本陡然增加，对光伏项目开发商无疑是一种额外的负担。此外，储能设备的长期运行对设备的维护和管理也提出了更高的要求。可以说，种种原因，行业内对分布式配储兴趣也并不高张。
行业市场却不买账
首当其中的问题就是经济性，分布式光伏当增加了储能系统后，可以想象投资成本大幅增加，因为和最终的收益不成正比，就使得项目的投资回收期变得更长。
就以河北省为例，去年该省公布的分布式光伏拟安排项目中，302个项目中只有约131个项目承诺按要求配置储能，剩下的政策上都没有要求强制配储，这背后经济性是很重要的考虑，据笔者了解，按照目前的配储比例，平均下来分布式光伏单瓦成本增加约0.5元（当然也会根据配储的比例波动）。
这对于已经内卷无比的光伏来说，就是压死骆驼的最后一根稻草。
而对于配储后项目能否实现更好的盈利性，一个关键的指标就是——峰谷电价。据专业的机构估算，当峰谷电价差大于0.7元/千瓦时的时候，配储或许才有更多的钱赚，但实际上很多地区的电价差都达不到这个条件。
除了经济性的原因，储能技术本身还没有到非常成熟的境地，比如安全性的问题还没有得到根本性的解决，而且电化学储能还面临一个巨大的问题就是在低温条件下的“失电”问题，同事锂电池储能的寿命不超过10年，但是光伏电站在理想情况下寿命能达到20年，储能电站也很难收回成本。
笔者了解到，据中电联的统计数据，国内新能源配储项目平均等效利用系数仅有不到8%。
这是什么概念？这意味着配储之后储能系统的利用率是独立储能的一半。就以青海省为例，有些新能源项目弃风弃光已经达到每天中午三、四个小时，但是储能电站的储能时长太短，每天2小时左右的调节根本覆盖不了如此大量的弃风弃光。
这样一来，大批储能电站却成了摆设，建而不用。储能就变得开始有些“鸡肋”了。所以，行业内也对是否需要光伏强制配储展开了一场大讨论。
灵活运用才是最合适的办法
当光伏遇见储能，未必能实现双向奔赴，虽然目前全国已有24个省（市）发布文件要求强制配储，从原来的鼓励变成现在的强制，可以看出顶层的决心。
但我国有句古话叫强扭的瓜不甜，由于缺乏合理的调度机制和电价疏导机制，很多储能的利用率都很低，大多数储能设施沦为了摆设，光伏强制配储经济性目前来看式堪忧的。
所以，不少地方配储只是为了拿指标，建好之后要么不用、要么用不了，这无疑对与资源是一场巨大的浪费。
对于未来的破局之道，无疑要抓住四个关键字——因地制宜。
除了在峰谷电价差较大的地方再上储能系统，另外除了能够服务于自家场站的光伏消纳，储能电站可以参与到一个省的调频辅助服务中去，未来甚至可以参与现货市场，最后能够通过租赁实现收益（不配储的电站可以付费租赁其他储能电站容量）。
有句话说得好，垃圾本身或许并不是垃圾，只是因为它放错了位置，储能如何变废为宝，答案或许就在这里。
