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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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