德国今年已录得 453 小时的负日内电价，已超过 2024 年的总量，而 100 欧元(116.54 美元)/兆瓦时的电价高于去年的时长。

这些数据可能会引起大型电池储能系统运营商的关注。本周第一天，晴朗多风的天气加上低电网负荷，导致负交易电价持续时间延长，超过了去年453小时的纪录。截至8月24日，德国已录得457小时的日前负交易电价。

这一趋势在今年早些时候就已显现，上半年共计记录了389个小时的负汇率。7月份又增加了12个小时，而8月份迄今为止已累计贡献了56个小时的负汇率。

超过100欧元/兆瓦时的用电小时数也已超过去年的水平。停电和危机应对专家赫伯特·索鲁格(Herbert Saurugg)分析了其平台的数据，估计今年迄今为止超过100欧元/兆瓦时的用电小时数为2476小时，而2023年则为2310小时。在俄罗斯入侵乌克兰后的能源危机期间，峰值电价时段的出现次数要多得多。索鲁格计算出，2022年峰值电价时段为7379小时，2023年为4116小时。

对于利润取决于电价差的大型电池储能运营商来说，这无疑是利好。尽管德国有多个大型储能系统正在建设中并接入电网，但市场前景依然没有改变。在联邦经济部长凯瑟琳娜·赖歇(基民盟)的支持下，太阳能和风能的扩张仍在继续。亚琛工业大学的“电池图表”显示，今年大型电池储能新增容量约为800兆瓦时。

研究人员目前估计，大规模电池的总储能容量为3.0吉瓦时。相比之下，市场数据登记册显示，2024年前七个月新增太阳能装机容量近8.65吉瓦，使7月份累计光伏装机容量超过109吉瓦。