德国再遇新能源转型阵痛
德国再遇新能源转型阵痛
德国再遇新能源转型阵痛
今年德国首次(shǒucì)出现负电价。
近日，德国(déguó)终端消费者电费(diànfèi)跌为净负值，这是今年德国首次出现负电价。受光伏发电和风力发电大发(dàfā)影响，德国电力严重过剩，终端消费者用电(yòngdiàn)价格一度跌至每千瓦时负25.03美分。这一现象从上午9点持续至下午(xiàwǔ)5点，共计8小时，部分消费者甚至在用电时“倒赚”电费。
俄乌冲突(chōngtū)引发的(de)能源地震波，将(jiāng)德国能源软肋暴露无遗。正如欧洲经济(jīngjì)(jīngjì)严重依赖工业强国德国一样，德国自身经济也依赖于负担得起的，且绿色环保的电力。欧盟经济引擎德国正面临前所未有的考验——既要维系占GDP 超20%的工业体系正常运转，又要在2045年前实现碳中和的承诺。如今，德国在能源转型的十字路口显露出(xiǎnlùchū)前所未有的紧迫感。
欧洲电力使用监测企业Tibber数据显示，扣除(kòuchú)税费等服务费后，5月(yuè)11日，德国终端消费者所支付电费今年首次出现负值，当日为每千瓦时负18美分(měifēn)左右。由于德国各地电费水平不同，终端用户电费净价格也(yě)呈现波动态势，区间处于(chǔyú)每千瓦时负4.9美分和负12美分。
行业媒体《光伏杂志》指出，负电价一般出现在周末或放假日等休息时段。区别于工作日，这种日子的电力(diànlì)需求通常就处于低水平。春夏交替时节，光伏发电系统所接收(jiēshōu)的阳光(yángguāng)格外充足，有风天气较多，也让风力发电机全速运转(yùnzhuàn)，所发电量更容易出现过剩情况。
据Tibber公布的数据，德国(déguó)本次负电价的显现从上午9点开始，一直持续到下午5点结束。最低水平出现在下午1点至(diǎnzhì)2点之间，在中午12点至下午3点这一时间内使用电力的终端用户，在扣除(kòuchú)税费和各种服务费后获得(huòdé)了电费收入。
Tibber表示，可再生能源(zàishēngnéngyuán)电力和(hé)电力现货市场之间最大的不平衡在于发电(fādiàn)和用电的不匹配。光伏发电系统和风电场发电时(shí)不一定是终端用户(zhōngduānyònghù)用电高峰，而当用户对电力需求大时，比如(bǐrú)晚上，“风光”已经“下班”，无电可发。出现负电价的5月11日，当日晚上8点至9点，终端用户电费价格上涨至每千瓦时36美分，为当日最高价。
Tibber董事总经理梅林·劳恩堡表示，今年夏天，预计德国可能再次出现(chūxiàn)负电价。去年，德国全年负电价出现时长(shícháng)为(wèi)457个小时，较(jiào)2023年增长了50%。若要解决这一问题，就需要提升电力系统灵活性，储能、火电等调节性电源必不可少。
尽管负电价为部分用户带来短期(duǎnqī)收益，但德国整体(zhěngtǐ)电价仍居高位，这直接对终端消费者造成了影响(yǐngxiǎng)。国际综合数据统计平台Statista研究部数据显示，2025年(nián)2月，德国电价达到了近两年高点(gāodiǎn)，3月、4月稍有下滑。截至目前，德国电价尚未恢复到疫情前的水平。
尽管德国已经加速(jiāsù)发展可再生能源(zàishēngnéngyuán)，但绿电仍然无法担之大任，需严重依赖化石能源。夏季，德国“风光”大发，其所发电量能达到需求的(de)125%甚至以上。然而，在冬季，“风光”的产出远远不够，2024年冬季仅有18%的电力(diànlì)是由可再生能源满足的，其余必须依靠燃煤和燃气(ránqì)发电厂，以及从欧盟邻国进口电力。
如今，煤炭和天然气占德国能源组合的40%左右，德国能源价格(néngyuánjiàgé)不仅受全球燃料价格波动(bōdòng)影响，还受国内可再生能源影响。这给德国可再生能源转型(zhuǎnxíng)的可持续性带来了挑战。
德国媒体预计，在未来许多年内，德国可再生能源发展以及相关配网建设工作量庞大(pángdà)，且代价(dàijià)高昂，需要巨大的(de)资金支持。只有相关投资、建设到位，德国才能真正的看到以“风光”为代表的绿电(lǜdiàn)的经济效益。
高电价冲击(chōngjī)工业竞争力
不仅是普通(pǔtōng)民众面临较大(jiàodà)能源支出压力，工业企业情况也不容乐观。2月，工业领域代表敦促德国政府解决高电价问题，出台一些政策或措施缓解企业压力，否则企业将面临关闭(guānbì)风险，还可能搬离至国外。随后，德国政府透露降低电价支持(zhīchí)陷入困境的工业公司的意愿，但(dàn)批评者表示，这可能会威胁到市场稳定和气候目标。
有德国媒体撰文称，如今，德国工业电价较高，能源价格使德国工作处于危险之中。虽然有减免(jiǎnmiǎn)政策，但(dàn)减免主要由公司规模和部门而异(éryì)。最新的欧盟数据显示，德国在非家庭消费者电价方面位居欧盟国家前三，这一类不仅包括行业，还包括学校、政府办公室等公共机构。而中国(zhōngguó)企业和公共事业(gōnggòngshìyè)单位在这方面的支出要少得多。
巴伐利亚商业协会的一项研究显示(xiǎnshì)，2023年，中国工业电价约为每千瓦时8美分，而德国工业电价则能达到每千瓦时20美分。据了解，德国电价包括附加费(fùjiāfèi)、过网费等其他费用。德国正(zhèng)计划通过(tōngguò)减少相关附加费用降低电费，并扩大电费补贴应用范围。
生态社会与市场经济领域专家斯旺尼·费德勒认为，德国降电价途径与构建可再生能源系统需求相矛盾。德国需要激励储能系统的建设(jiànshè)，增强电网灵活性，抵御可再生能源电力影响(yǐngxiǎng)下(xià)的电费波动。
弗劳恩霍夫太阳能系统研究所研究员莱昂哈德(hādé)·普罗布斯特提出，电价的降低可能会(huì)降低一些公司利用可再生能源电力的动力。不过，德国发电数据(shùjù)平台“能源表格”则表示，更便宜的电力还可能促使企业(qǐyè)向电气化过渡。
文(wén)丨本报记者 董梓童
End 欢迎分享给你的朋友！ 出品 | 中国能源报（ID：cnenergy） 编辑丨闫志强
今年德国首次(shǒucì)出现负电价。
近日，德国(déguó)终端消费者电费(diànfèi)跌为净负值，这是今年德国首次出现负电价。受光伏发电和风力发电大发(dàfā)影响，德国电力严重过剩，终端消费者用电(yòngdiàn)价格一度跌至每千瓦时负25.03美分。这一现象从上午9点持续至下午(xiàwǔ)5点，共计8小时，部分消费者甚至在用电时“倒赚”电费。
俄乌冲突(chōngtū)引发的(de)能源地震波，将(jiāng)德国能源软肋暴露无遗。正如欧洲经济(jīngjì)(jīngjì)严重依赖工业强国德国一样，德国自身经济也依赖于负担得起的，且绿色环保的电力。欧盟经济引擎德国正面临前所未有的考验——既要维系占GDP 超20%的工业体系正常运转，又要在2045年前实现碳中和的承诺。如今，德国在能源转型的十字路口显露出(xiǎnlùchū)前所未有的紧迫感。
欧洲电力使用监测企业Tibber数据显示，扣除(kòuchú)税费等服务费后，5月(yuè)11日，德国终端消费者所支付电费今年首次出现负值，当日为每千瓦时负18美分(měifēn)左右。由于德国各地电费水平不同，终端用户电费净价格也(yě)呈现波动态势，区间处于(chǔyú)每千瓦时负4.9美分和负12美分。
行业媒体《光伏杂志》指出，负电价一般出现在周末或放假日等休息时段。区别于工作日，这种日子的电力(diànlì)需求通常就处于低水平。春夏交替时节，光伏发电系统所接收(jiēshōu)的阳光(yángguāng)格外充足，有风天气较多，也让风力发电机全速运转(yùnzhuàn)，所发电量更容易出现过剩情况。
据Tibber公布的数据，德国(déguó)本次负电价的显现从上午9点开始，一直持续到下午5点结束。最低水平出现在下午1点至(diǎnzhì)2点之间，在中午12点至下午3点这一时间内使用电力的终端用户，在扣除(kòuchú)税费和各种服务费后获得(huòdé)了电费收入。
Tibber表示，可再生能源(zàishēngnéngyuán)电力和(hé)电力现货市场之间最大的不平衡在于发电(fādiàn)和用电的不匹配。光伏发电系统和风电场发电时(shí)不一定是终端用户(zhōngduānyònghù)用电高峰，而当用户对电力需求大时，比如(bǐrú)晚上，“风光”已经“下班”，无电可发。出现负电价的5月11日，当日晚上8点至9点，终端用户电费价格上涨至每千瓦时36美分，为当日最高价。
Tibber董事总经理梅林·劳恩堡表示，今年夏天，预计德国可能再次出现(chūxiàn)负电价。去年，德国全年负电价出现时长(shícháng)为(wèi)457个小时，较(jiào)2023年增长了50%。若要解决这一问题，就需要提升电力系统灵活性，储能、火电等调节性电源必不可少。
尽管负电价为部分用户带来短期(duǎnqī)收益，但德国整体(zhěngtǐ)电价仍居高位，这直接对终端消费者造成了影响(yǐngxiǎng)。国际综合数据统计平台Statista研究部数据显示，2025年(nián)2月，德国电价达到了近两年高点(gāodiǎn)，3月、4月稍有下滑。截至目前，德国电价尚未恢复到疫情前的水平。
尽管德国已经加速(jiāsù)发展可再生能源(zàishēngnéngyuán)，但绿电仍然无法担之大任，需严重依赖化石能源。夏季，德国“风光”大发，其所发电量能达到需求的(de)125%甚至以上。然而，在冬季，“风光”的产出远远不够，2024年冬季仅有18%的电力(diànlì)是由可再生能源满足的，其余必须依靠燃煤和燃气(ránqì)发电厂，以及从欧盟邻国进口电力。
如今，煤炭和天然气占德国能源组合的40%左右，德国能源价格(néngyuánjiàgé)不仅受全球燃料价格波动(bōdòng)影响，还受国内可再生能源影响。这给德国可再生能源转型(zhuǎnxíng)的可持续性带来了挑战。
德国媒体预计，在未来许多年内，德国可再生能源发展以及相关配网建设工作量庞大(pángdà)，且代价(dàijià)高昂，需要巨大的(de)资金支持。只有相关投资、建设到位，德国才能真正的看到以“风光”为代表的绿电(lǜdiàn)的经济效益。
高电价冲击(chōngjī)工业竞争力
不仅是普通(pǔtōng)民众面临较大(jiàodà)能源支出压力，工业企业情况也不容乐观。2月，工业领域代表敦促德国政府解决高电价问题，出台一些政策或措施缓解企业压力，否则企业将面临关闭(guānbì)风险，还可能搬离至国外。随后，德国政府透露降低电价支持(zhīchí)陷入困境的工业公司的意愿，但(dàn)批评者表示，这可能会威胁到市场稳定和气候目标。
有德国媒体撰文称，如今，德国工业电价较高，能源价格使德国工作处于危险之中。虽然有减免(jiǎnmiǎn)政策，但(dàn)减免主要由公司规模和部门而异(éryì)。最新的欧盟数据显示，德国在非家庭消费者电价方面位居欧盟国家前三，这一类不仅包括行业，还包括学校、政府办公室等公共机构。而中国(zhōngguó)企业和公共事业(gōnggòngshìyè)单位在这方面的支出要少得多。
巴伐利亚商业协会的一项研究显示(xiǎnshì)，2023年，中国工业电价约为每千瓦时8美分，而德国工业电价则能达到每千瓦时20美分。据了解，德国电价包括附加费(fùjiāfèi)、过网费等其他费用。德国正(zhèng)计划通过(tōngguò)减少相关附加费用降低电费，并扩大电费补贴应用范围。
生态社会与市场经济领域专家斯旺尼·费德勒认为，德国降电价途径与构建可再生能源系统需求相矛盾。德国需要激励储能系统的建设(jiànshè)，增强电网灵活性，抵御可再生能源电力影响(yǐngxiǎng)下(xià)的电费波动。
弗劳恩霍夫太阳能系统研究所研究员莱昂哈德(hādé)·普罗布斯特提出，电价的降低可能会(huì)降低一些公司利用可再生能源电力的动力。不过，德国发电数据(shùjù)平台“能源表格”则表示，更便宜的电力还可能促使企业(qǐyè)向电气化过渡。
文(wén)丨本报记者 董梓童
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