据能源圈了解到，最近几天，德国电价问题成为媒体热议的焦点，各类夸张标题层出不穷：“德国电价飙升！”“德国能源危机再度来袭！”“多国怒批德国能源转型！”德国能源转型的核心目标是推动新能源的广泛应用，而新能源的一大特点便是高度依赖天气条件。在“风光稀缺期”，风电和光伏发电往往会出现短缺。这种现象本属常识，其对现货市场电价的影响通常也较为短暂。事实上，德国几乎每年都会经历几天这样的天气，类似的情况在12月初也曾发生。尽管“风光稀缺期”并非罕见现象，但此次事件的电价飙升程度和市场反应却显得尤为突出。这背后隐藏着哪些不易察觉的因素？本文将用德国网络监管局公布的现货市场数据深入分析电价上涨的深层次原因。

事件

2024年12月11日至13日期间，德国连续经历了两天被称为“风光稀缺期”的特殊时期。从图一可以看出，蓝色代表的风电几乎消失，黄色的光伏发电因季节性因素明显不足。火电，尤其是浅灰色的燃气发电，维持在高位运行；灰蓝色的抽水蓄能电站已满负荷出力，同时德国还大量进口来自周边国家的电力（图二）。12日下午17点至18点，电力现货市场的平均价格飙升至936欧元，约为平时的十倍（图三）。13日，随着深蓝色的风电逐渐恢复，现货电价回归正常水平。

图一：德国“风光稀缺”时期的现货市场发电结构

图二：德国现货市场发电（黑色虚线）、风光（绿色虚线）预测和电力进口（黑色实线）

图三：德国“风光稀缺”时期的现货价格

德国能源转型智库的数据显示，当时约三分之一的火电厂未参与市场，启动速度较快的燃气电厂中，竟有近一半处于停运状态，未进行发电。这一现象引起了德国联邦网络监管局的关注，甚至怀疑市场中存在价格操纵行为，并表示将展开调查（图四）。

图四：德国“风光稀缺”时期的火电容量

这种短缺让所有持有浮动电价合同的用户都感受到了钱包的压力。这类合同中，每千瓦时电力的价格如同潮水般随着市场波动起伏。平时，这种方式对大多数客户来说是划算的。但在这两天，如果缺少自有发电或储能资源，代价格外高昂。相比之下，居民电价大多基于年度合同，因此几乎未受影响。

图五：德国“风光稀缺”时期的现货平均日价

一些媒体常常聚焦现货市场，尤其是某一时刻的最高电价发出惊呼。然而，从图五可以看出，如果以每日平均电价来看，整体价格涨幅其实相对有限，且很快恢复了正常水平。

原因

事实上，12月4日同样经历过一次“风光稀缺期”（图六），但当时并未出现过度的电价飙升。尽管新能源存在波动性，但其预测误差通常都在5%以内。前后两次电力短缺的预测（图六中的虚线部分）差异并不明显，仅将高额电价归因于“风光稀缺期”，在逻辑上难以成立。

图六：德国两次“风光稀缺期”现货市场情况

仔细比较发电的预测与实际情况，可以发现，两次同样的“风光稀缺期”在电价上存在显著差异。11日的电价虽较4日明显偏高，但尚属正常波动范围；而12日的价格却出现了异常飙升（图七）。这一反常现象表明，电价大幅上涨的原因可能不仅仅是“风光稀缺”，还涉及其他更深层次的市场因素。

图七：德国两次“风光稀缺期”现货市价格比较

对比前后三天“风光稀缺”时期德国电力进出口情况可以发现，由于德国电价欧洲最高（图八），周边国家普遍选择以最大出力的方式向德国出口电力，以获取高额利润。

图八：欧洲两次“风光稀缺期”现货市场情况比较

只有荷兰（橘黄色标识柱）和丹麦（紫色标识柱）例外，这两个国家仍在从德国进口电力，以满足各自电网调度的需求（图九）。此外，当时并未启动战略备用电厂，这表明电力系统安全未受到威胁，供应仍在可控范围内，换句话说，未出现严重的供需失衡。因此，当时电价高企的原因，很可能是火电厂的响应速度未能及时跟上需求变化。

图九：德国两次“风光稀缺期”现货市场价格与荷兰和丹麦进出口电力的关系

从前后两次“风光稀缺期”来看，未出现明显的预测失误。短暂启动更多的燃气电厂在经济上并不划算。此外，前一次“风光稀缺期”刚刚安全度过，交易公司或许认为电池可以解决火电厂响应速度慢的问题。

长期以来，交易公司一直通过价格趋势跟踪来优化电池的使用：在电价上升趋势中放电，在电价下降趋势中充电。然而，由于当时市场上集中式电池的总容量不足2吉瓦，约有1吉瓦的缺口，未能完全弥补火电厂响应速度慢的问题，导致了担心现货供应不足而过分反应。

一般来说，如果一阵强风为系统带来额外3吉瓦电力，电价可能会迅速降至250欧元。而在相反情况下，如果系统电力供应短缺3吉瓦，电价可能飙升至2000欧元，几乎是上周价格的两倍。这种剧烈的价格波动凸显了电池储能在市场平衡中的关键作用，同时也反映出当前电力系统在灵活性资源配置上的不足。

影响

瑞典和挪威一直是德国在电力短缺时期的重要援助国家。然而，由于市场价格耦合，这两个国家的现货电价也随之上升，引发了一些政治家的不满，认为这是德国弃核政策导致的失误。这种观点反映出这些政治家对市场机制缺乏足够的了解。实际上，通过向德国高价出口电力，这两个国家的电力交易公司获得的收益远远超过了本国电价上涨所带来的成本（图八），相当于间接降低了本国的整体电费水平。此外，即使德国没有过早弃核，也无法解决当时现货市场的燃眉之急，因为核电通常参与的是长期市场，而非短期交易市场。

在德国，有一家钢厂在现货市场高额电价的影响下被迫停产了两天。这一现象揭示了两个关键问题。首先，这家钢厂显然参与了现货市场交易，这意味着在“风光稀缺期”之外，它很可能从较低的市场电价中受益。其次，该钢厂既没有像其他钢厂或化工企业那样拥有自备电厂，也没有签订包含灵活性资源的直供合同。因此，这种情况应被视为一个特例，而非普遍现象。

此外，德国的大部分居民用户与当地电力公司签署了长期供电合同，这使他们免受现货市场电价剧烈波动的直接影响。德国现货市场的交易量仅占总电力交易量的25%左右，其余大部分通过长期合同完成，从而有效保障了电力供应的价格稳定性。事实上，电力交易的核心在于风险管理，通过不同期限的合同组合来平衡价格波动带来的不确定性，确保供应方和需求方都能在市场中保持稳定的运营。这种机制不仅有助于安全渡过可能的能源危机，也特别适合高比例新能源市场的特性。因此，越来越多的企业和电力消费者选择签署长期电力供应协议（PPA），以锁定电价，降低市场波动带来的风险。

经验教训

目前，德国家庭光伏电池的总容量已达到11吉瓦，但尚未能够参与市场调用。这是因为这些电池大多作为光伏储能系统安装在居民家的地下室中。然而，要参与电力市场交易，这些系统必须配备可控的智能电表，但目前德国不到1%的家庭安装了这样的设备。在这一领域，德国堪称欧洲的“落后生”，而大多数邻国的智能电表覆盖率已接近100%。

从明年1月起，德国的电网将被正式要求开始为配备光伏和电池的家庭安装智能电表，允许家庭储能系统参与现货市场交易。理论上，如果政府能够更早出台完善的政策法规，家庭储能电池（包括电动车储能）作为灵活性资源，将在“风光稀缺”时期发挥显著作用，有效缓解高额电价问题。

然而，这一模式也伴随着显著的市场风险。目前，长期电力合同由电力公司承担市场波动的风险，而家庭直接参与现货市场交易则需自行承担电价波动带来的不确定性。如果政府能够在能源危机时期为家庭参与现货市场提供风险担保或建立其他保障机制，那么大部分家庭储能电池将更积极地参与现货市场交易，从而为电网稳定和电价调节贡献更多灵活性资源。

未来

根据德国联邦网络监管局的数据，截至2024年12月12日，德国全年（共8,760小时）只有41小时的电价过高，其他主要邻国的情况也大致相同。经验已经证明，增加火电或启动燃气电厂都无法有效解决由“风光稀缺”引发的电价暴涨问题。

德国的抽水蓄能发展受限于地理选址，而电池储能站的建设成本已经与抽水蓄能相当，因此电池投资备受青睐。特别是建在退役电厂地点的电池项目，由于不受输电容量限制，更具吸引力。事实上，德国正在加大对集中式电池电厂的投资，这些项目的商业模式主要面向现货市场。根据德国电网公司的信息，计划投入的集中式电池储能系统已经能够满足现货市场的需求，因此，未来因“风光稀缺”引发的电价暴涨现象有望逐步减少。

总而言之，以风电和光伏为主的能源转型有其独特规律，应优先选择最经济的解决方案，充分发挥市场的调节作用。目前，德国正值政府换届，新政府将对能源转型政策进行调整，寻求更加经济高效的路径，以解决电费过高问题。例如，通过碳价收入将电费减半，采用类似阿里“支付宝”的商业模式，减半电网费用。

然而，“风光稀缺”持续时间长短不一，电池储能只能应对短期的电力短缺问题，若“风光稀缺”持续数天以上，则需要依赖储氢或氨、甲醇、甲烷等氢的衍生物来保障能源供应的持续稳定。

未来，德国的能源转型需要在市场机制、储能技术、灵活性资源管理等方面持续优化，以确保在可再生能源占比不断提升的背景下，电力供应的安全性和经济性都能得到有效保障。