据报道，目前，德国约有161GW储能项目向该国四家主要输电系统运营商申请并网，而这一数字并没有包括储能系统运营商向配电系统运营商(DSO)提出的并网请求。这一消息让业界人士为之振奋。
德国太阳能开发商Enerparc公司的首席运营官Stefan Müller日前在接受行业媒体采访时表示，根据挪威能源数据分析商Montel公司发布的数据，所有这些储能项目能否真正并网是另一回事。
他说，“现在很难预测德国储能行业将会发生什么，虽然储能系统集成商宣布计划在2025年部署的储能系统约有50GW至100GW，但我无法估计这是否真能实现。”
他表示，一方面，德国没有足够的工程、采购和施工服务商能够完成如此庞大的工作量。另一方面，德国正在急切寻求具备电池相关经验的人才。与开发太阳能发电场相比，储能项目部署更为复杂。
根据德国亚琛工业大学发布的数据，迄今为止，德国只有1.8GWh大型储能系统并网。这意味着，即使有50GW以上储能系统并网，德国运营的电网也没有足够的容量容纳，而Müller认为，该国的政界人士低估了潜在的储能部署热潮及其对能源价格的影响。
他表示：“如果德国迅速部署20GW储能系统，那么将降低负电价时长产生显著影响。”
缓解负电价问题
截至2024年10月底，德国已经创下负电价时长的年度新纪录，高达438小时。分析机构Aurora Energy Research公司估计，储能系统可以将2025年的负电价时长减少至约300小时。该公司还预测，如果储能容量得到大幅增长，到2030年，负电价时长可能会减到200小时，从2031年起，负电价时长甚至可能降至100小时以下。
正如Müller和美国清洁能源协会所指出的那样，应该根据德国“创新招标”项目允许现有储能系统从电网中充电。目前，这些电池储能系统只允许从共址部署的太阳能发电场充电，然后根据需要将电力输入电网。
德国联邦网络局可以改变这一现状，并确保现有的储能系统能够最大限度地发挥作用，减少负电价时长。
Müller说，“德国联邦网络局可以决定储能系统的并网，还可以监管电网连接的共享问题。”他指的是储能系统、风力发电场和太阳能发电场共同使用电网连接。德国联邦经济部长Robert Habeck对这一想法表示认同，但指出配电系统运营商的反对是影响储能系统并网的阻碍。
储能行业面临的希望
Müller表示，德国政府在明年2月可能换届，将为实施欧盟的要求留出更多时间，即欧盟成员国的容量机制(确保始终有足够的电力满足需求)应该从2027年起促进可再生能源行业发展。这需要对《德国能源行业法》进行修改。德国联邦经济部为新的电力市场设计提出了四种方案，以纳入此类机制。
Müller对德国联邦经济部的建议表示支持，其建议是，在实施新的德国能源行业法之前，对每种拟议的容量机制进行测试。他表示：“对各种机制进行一到两次试验性招标，或者采用差价合约(CfD)的方式可能是有用的。”差价合约规定了可再生能源电力的基准价格。清洁能源发电商将电力销往市场，如果他们获得的电力批发价格低于基准价格，德国政府将补足差额;而如果批发价格高于基准价格，发电商则需将差额退还政府。
在谈到储能系统融资的关键问题时，Müller说：“最重要的是，融资机构必须了解监管的内容。”
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