（来源：微信公众号“电联新媒”作者：唐程辉 周树鹏）
德国电力体系基本情况
（一）电源结构
德国自然资源较为贫乏，约2/3的一次能源需进口。除硬煤、褐煤储量丰富之外，德国在原料供应和能源方面很大程度上依赖进口。以天然气为例，2020年德国天然气国内产量为596亿千瓦时，进口产量为17148亿千瓦时，占总产量的97%。
近年来，德国可再生能源发展迅速，2020年，德国总发电量为5820.0亿千瓦时，其中可再生能源发电量达2638.0亿千瓦时，占总发电量的45.3%、同比增加3.4%，可再生能源发电量和发电占比均创新高。其中，风电占比22.5%、水电4.3%、太阳能8.7%、生物质等其他可再生能源9.9%。2016年以来，陆上风电、光伏发电和海上风电占比较快增长，生物质能发电和水电占比保持平稳。
图1 德国各类电源发电量情况 数据来自IEA
（二）电网发展情况
德国共有4家输电企业（TenneT、50Hertz、Amprion和TransnetBW）及近800家配电企业，以380-400kV输电线路作为网络主干；辅之以220-275kV输电线路作为支撑。由于德国新能源装机容量较大，风、光出力波动明显，除了依靠本国硬煤、燃气发电调节外，还与很多邻国进行电力交互。
（三）德国电力市场概况
德国电力市场改革选择“一步到位”，发电、输电、配电分开，电力零售侧全面放开、终端用户可以自由选择售电商。最终形成了如今四大发电集团（E.on、RWE、Vattenfall、EnBW）和四大电网调度区域（Tennet、50hertz、Amprion、TransnetBW）的格局。
德国电力市场主要包括期货市场、中长期市场、现货市场和平衡市场，建立了以平衡结算单元为主体的电量平衡机制，未建立容量市场。联邦网络局（Bundesnetzagentur)是德国的电力监管机构，保证电力供应者能够公平使用输配电网向其客户供应电力。欧洲能源交易所（European Energy Exchange,EEX)为德国电力市场的交易机构，负责运营电力现货市场（EPEX SPOT）和期货市场。目前，德国电力市场已加入欧洲统一电力市场，参与日前和日内市场联合交易。
欧洲能源市场对德国的影响及原因分析
（一）欧洲能源市场对德国电力市场的影响
自2021年年初以来，受天然气短缺、碳价、油价上升等方面原因影响，欧洲电价持续大涨，欧盟主要经济体电价较1年前普遍高出1倍有余，德国能源电力市场受到巨大影响。
一是传统能源价格突破历史纪录。整个欧洲方面，被视为欧洲天然气价格风向标的荷兰天然气期货价格TTF于2021年10月5日突破了每千立方米1200美元，创下历史新高。根据德国联邦统计局的数据，2021年，德国天然气进口价格整体呈上涨趋势，2020至2021年9月，德国天然气进口价格指数（该指数以2015年价格为100）持续快速上升。2021年9月份天然气进口价格比去年同期上涨171%。
图2 德国天然气进口价格指数变化情况
二是电价随成本迅速攀升。2021年年初以来，德国的电力批发价格上涨了60%以上，2021年7月和8月份电价不断飙升至历史新高，9月中旬欧洲能源交易所的德国电价首次达到了100欧元/兆瓦时。
图3 德国电力批发市场均价走势 数据来自Statista
（二）电价上升对电力行业和产业、经济、居民生活的影响
一是居民生活成本进一步提高。据央视财经《天下财经》引用德国门户网站调查数据，以一个年消耗5000千瓦时的家庭为例，目前平均每年电费支出为1532欧元，约合人民币11500元。八家供电商均已经涨价或宣布涨价，平均涨幅为3.7%，意味着这样的家庭每年要多交63欧元电费。
二是能源供应商因能源价格上涨导致破产。近日，德国勃兰登堡州的能源供应商Otima Energie宣布启动破产程序，并已停止供应电力和天然气。该公司现已要求其客户提供仪表读数，并建议客户尽快寻找新的供应商。Otima Energie称破产原因是支出增加，不仅批发价格翻了四倍，预付款和保证金也大幅上涨。这是德国因天然气和电力价格上涨导致的首家能源供应商破产案例。
三是部分能源厂商调整相关业务以应对价格上涨。在能源价格上涨的大趋势下，拥有1400万客户的意昂集团（E.ON）现已不再受理新合同，接收新客户；德国下萨克森州的Deutsche Energiepool宣布已经终止了与多个客户的天然气供应合同。
（三）主要原因分析
一是受气候、供需等多重因素影响，德国出现一定的能源缺口。随着经济的复苏，生产活动反弹，天然气的批发价已升至历史新高；而德国2021年夏季风较少，风力发电量下降了超过20%；“北溪-2”[1]天然气项目受到政治因素影响迟迟未能通气，诸多因素导致了当前天然气和电力价格的上涨。
二是市场机制使一次能源价格向终端用户的传导。德国装机虽以可再生能源为主，但由于可再生能源享受价格补贴，可以较低价格进入市场，因此决定系统出清价格的往往为燃气等成本较高的机组报价。燃气发电中燃料成本超过80%，高于燃煤发电的60%，受到一次能源价格变化影响较大。天然气价格的升高将传导到终端用户，引起用电价格上涨。
三是能源转型激进，过早退出煤电和核电。德国作为欧洲能源转型的模范，大力发展新能源，并决定于2038年完全退出煤电。2021年1月德国退煤正式拉开帷幕，通过拍卖决定了装机容量6.3吉瓦的煤电机组关停，其中包括建成只有6年的两家电厂。随着煤电装机的减少和2022年完全弃核，德国不光将从电力净出口国转为进口国，还很可能面临电力供应缺口，最高可达5吉瓦。近期德国联邦审计署指责经济部的规划不当，使能源转型陷入困境，面临电价上涨失控和电力短缺的威胁。
德国的应对策略
德国电网运营商宣布将削减能源附加税，以应对电价上涨。去年10月中旬，多家德国电网运营商发布联合声明，2022年1月1日起，电力消费附加税将从现在的每千瓦时6.5欧分降至3.723欧分，降幅超过40%。这是德国自2000年为推动能源绿色转型而实施该附加税以来的最大降幅。德国联邦政府将为此投入32.5亿欧元的补贴。德国联邦经济和能源部部长阿尔特迈尔表示，电力消费附加税应在未来几年内完全淘汰，以确保电力的可负担性。根据比较门户网站Verivox的数据，此举将使当前的平均电价降低约11%，对于年耗电量为4000千瓦时的三人家庭，减免金额约为132欧元。
对我国能源市场发展的建议
一是进一步加强一、二次能源政策协同，促进煤炭与电力的协同发展。从德国等国家的转型经验可以看出，一次能源价格上涨对电力市场价格具有较强的推动作用。建议通过建立大宗商品储备制度、征收煤炭价格调节基金、实施电煤临时价格管制等方式，保障动力煤供需平衡和价格稳定；同时，建立电煤价格预警机制，避免对电力保供产生突发影响。
二是以能源安全保供为前提，稳步推动能源低碳转型。德国等欧洲国家能源转型的相对激进，助长了此次电力价格上涨。在大力发展新能源过程中，需加强源网统筹规划，综合考虑电价上涨预期、电力短缺风险，避免因能源低碳转型激进导致的能源安全风险。
[1]“北溪-2”天然气项目是一条由俄罗斯经波罗的海海底到德国的天然气管道，可绕过乌克兰把俄罗斯天然气输送到德国，再通过德国干线管道输送到其他欧洲国家。德国通过这条直通俄罗斯的天然气管道获取廉价优质的天然气，并在欧盟内拥有进口天然气的分配权。“北溪-2”管道设计年输气能力约为550亿立方米，可供2600万户家庭使用，启用后可使俄罗斯输送至德国的天然气量翻一番。
