1月2日，德国隔夜市场出现4小时通俗意义上的“负电价”，发电商需向用户付费消耗过剩电力。
负电价的出现，也进一步显示欧洲老旧电网系统，在现有能源结构下，已经无法满足节假日等基本需求。
过去一年，负电价几乎已经成为欧洲人民的生活“常态化”。欧洲电力交易所数据显示，2024年，英国负电价时长增长了70%；德国负电价时长达468小时，增加了60%；法国负电价时长增长了一倍，达356小时；西班牙2024年则首次出现负电价现象，全年累计247小时。
电价的大起大落实则给欧洲电力系统带来了新的考验。华北电力大学经济管理学院副教授刘喜梅向媒体表示，根据欧洲储能协会的数据，欧洲目前的储能装机容量与预期目标之间还存在较大差距。到2030年，欧洲可能需要超过100GW的储能装机容量来平衡电力供需，但目前的装机容量远未达到这一目标。
何为“负电价”？
“负电价”是指电力市场中供大于求导致市场结算价为负值，这意味着，发电企业每发出一度电需要向购电者支付费用。
在欧洲，“负电价”并不稀奇。早在2007年，德国电力交易市场就启动了“负电价”机制。此后，英国、荷兰、西班牙、芬兰、法国、美国、澳大利亚等国家也相继引入了“负电价”。
“负电价”也国内也不陌生。2019年12月11日，山东电力日前现货市场出现了-40元/兆瓦时的出清价格。
随后几年内，山东多次出现“负电价”情况。2023年5月1日至2日，山东电力实时市场出现了连续21小时的负电价，创历史纪录。
最低实时电价出现在当年5月2日17时，为-85元/兆瓦时。也就是说，山东发电厂每发出去一度电，就要给电力公司倒贴0.085元。
为什么“负电价”率先出现在山东，而不是其他省份？
首先，山东是中国光伏第一大省，新能源发电站数量特别多。截至2024年年底，山东“风光”装机突破1亿千瓦，居全国省级电网首位；山东新能源装机总量首次超过全省火电装机总量。
相较国内，“负电价”在海外频现，根本原因是供需不平衡，进入21世纪后，西方发达国家率先大力发展以风光主的绿色电力，使得新能源发电快速扩张。
实际上，负电价反映的是可再生能源大规模接入电网带来的“消纳问题”，并非电力供应过剩。
以欧洲为例，可再生能源发电量在电力结构中占比逐渐升高，加上电力储备不足、储存设施匮乏以及电网灵活性欠佳等问题，使得欧洲各国难以避免发电量大幅波动，电价频繁出现“负价”和“天价”。
未来，伴随可再生能源持续增长，负电价将成为常态。相关分析表明，储能系统可在缓解负电价方面发挥重要作用。如果储能容量得到大幅增长，到 2030 年甚至可能将负电价时长降至 100 小时以下。
欧洲储能“三大形势”
在负电价时长、频率暴涨的背景下，欧洲储能发展出现了三大特征：
一是除了户储外，欧洲大储将快速爆发。
2024年，欧洲储能市场正在迎来一个关键转折点，其中大型储能系统的装机量预计首次超越户用储能系统。这意味着曾经的户储高地正促发了大储的重要发展机遇。
欧洲光伏产业协会预测，欧洲整体储能市场未来将保持35%的强势增长，其中2024年，欧洲大储装机将达到约11GWh，较2023年的3.6GWh增长205%，到2028年，这一数字将攀升至每年35.9GWh，是2024年的三倍。
新能源的快速渗透，使得储能的发展不仅是表后的能源升级，更是电网侧等表前的能源结构优化。
二是，欧洲多地储能需求将会被刺激，除了传统的英国、德国、法国之外，将会出现更多的“黑马市场”。
英国、德国等欧洲传统储能市场发展增速喜人。但值得一提的是，意大利正迅速崛起为欧洲大型储能的“黑马”。
据欧洲光伏产业协会预计，2024年，意大利将超越德国成为欧洲储能第一大市场，新增7.7GWh的电池储能容量，实现翻番增长，并占据欧洲总装机量的34%。
除此之外，比利时、希腊、荷兰、波兰等大储市场也加速迎来爆发，以荷兰为例，预计荷兰的储能装机将从 2023 年的345 兆瓦增长至 2030 年的7.9 吉瓦，其中主要集中在表前储能。
三是，商业模式较为清晰，因此在欧洲绝大部分储能推进过程中较为顺利。
得益于批发市场中的能源套利、容量市场、频率响应、平衡和修复服务等因素，欧洲大储市场的推进较为“顺利”。
2023年圣诞前夕，由于英国和法国之间的互连器IFA1跳闸，立即引起1GW的进口电力损失，导致电网频率瞬间跌落至49.3Hz。事故发生1秒内，阳光电源在英国门迪运行的多个百兆瓦级电网侧储能系统及时响应，助力电网频率5分钟内恢复到正常范围，避免了大范围的停电事故。
从上述案例来看，安装储能已经成为欧洲地区抑制负电价、避免大规模停电、实现能源转型的重要“基建”。
中企掘金
从欧洲负电价常态化折射欧洲储能不足的现实背景下，中国企业早已加入到这一潜力市场的竞逐。
据统计，2024年以来，包括阳光电源、比亚迪、天合储能、远景储能、海博思创、阿特斯、楚能新能源等在内的中国企业在欧洲市场拿下大储订单。
2025年开局，阿特斯储能已与哥本哈根基础设施合作伙伴公司（以下简称“CIP”）通过其旗舰基金CIP Infrastructure Fund（以下简称“CI IV”）签订了合同。根据合同，阿特斯储能（e-STORAGE）将为CIP在苏格兰的两大标志性项目提供2GWh（直流）储能系统。这些储能系统将分别应用于1GWh（直流）的科本2 (Coalburn 2) 项目，位于南拉纳克郡；以及1GWh（直流）的德维拉（Devilla）项目，位于爱丁堡以北的法夫，每个项目都将具备两小时的储能调度能力。科本2和德维拉项目预计将于2027年开始建设。
2024年12月，阳光电源与英国Fidra Energy签署4.4GWh“欧洲最大储能项目”合作协议，将助力英国建成3.3GWh Thorpe Marsh和1.1GWh WestBurton C两座标杆独立储能电站。
作为欧洲最大的储能电站，该项目将部署880套阳光电源PowerTitan2.0液冷储能系统。
同年11月，楚能新能源与意大利Cestari公司在湖北武汉正式签署战略合作协议。根据协议，双方将在短期内在意大利建立1.5GWh的储能系统项目，配套使用楚能自研自产的20尺5MWh电池预制舱CORNEX M5,3-5年内实现30GWh的储能项目合作。
同年10月，天合储能与英国独立发电商Lower 48 Energy签署项目供货协议，将为英国普雷斯顿项目提供包括Trina Storage Elementa金刚在内的储能系统和解决方案。11月，天合储能宣布与Aquila携手再度开发Wetzen项目，这是继共同开发Strübbel项目之后，双方的再度携手。两期项目总容量达106MW/212 MWh。12月，天合储能与英国Temporis Capital、Clarke Energy正式达成战略合作，于苏格兰打造一座规模50MW/100MWh的储能系统。欧洲作为天合的优势市场之一，仅英国，天合储能累计出货超1GWh。
同年10月，海博思创与法国独角兽公司NW签署了合作协议，包含了在2025年底之前供货500MWh的储能产品，以及在2026年底之前交付总计超过1GWh的储能产品意向订单。
同年1月，比亚迪与西班牙Grenergy公司在1月份签署协议，将提供2136个魔方储能系统Cube设备，另外在9月份还与该公司延长了战略合作协议，两项协议的容量达4.1GWh。
另外，远景储能在2024年在英国斩获3个订单，容量规模达784MWh,包括拿下英国Cellarhead项目提供电池储能系统订单，为Field位于英国布莱克本的whitebirk项目（50MWh）提供电池储能系统，为阿布扎比马斯达旗下的Masdar Arlington Energy供应电池储能系统（BESS）。
从中企的快速布局来看，欧洲储能已经按下“快进键”，或将迎来几何式增长。
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