近日，德国终端消费者电费跌为净负值，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影响，德国电力严重过剩，终端消费者用电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。
俄乌冲突引发的能源地震波，将德国能源软肋暴露无遗。正如欧洲经济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前所未有的紧迫感。
风光过剩催生负电价
欧洲电力使用监测企业Tibber数据显示，扣除税费等服务费后，5月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美分左右。由于德国各地电费水平不同，终端用户电费净价格也呈现波动态势，区间处于每千瓦时负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的阳光格外充足，有风天气较多，也让风力发电机全速运转，所发电量更容易出现过剩情况。
据Tibber公布的数据，德国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，在扣除税费和各种服务费后获得了电费收入。
Tibber表示，可再生能源电力和电力现货市场之间最大的不平衡在于发电和用电的不匹配。光伏发电系统和风电场发电时不一定是终端用户用电高峰，而当用户对电力需求大时，比如晚上，“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。
电力系统灵活性待解
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负电价。去年，德国全年负电价出现时长为457个小时，较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收益，但德国整体电价仍居高位，这直接对终端消费者造成了影响。国际综合数据统计平台Statista研究部数据显示，2025年2月，德国电价达到了近两年高点，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。
尽管德国已经加速发展可再生能源，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%的电力是由可再生能源满足的，其余必须依靠燃煤和燃气发电厂，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，德国能源价格不仅受全球燃料价格波动影响，还受国内可再生能源影响。这给德国可再生能源转型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，且代价高昂，需要巨大的资金支持。只有相关投资、建设到位，德国才能真正的看到以“风光”为代表的绿电的经济效益。
高电价冲击工业竞争力
不仅是普通民众面临较大能源支出压力，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风险，还可能搬离至国外。随后，德国政府透露降低电价支持陷入困境的工业公司的意愿，但批评者表示，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。虽然有减免政策，但减免主要由公司规模和部门而异。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。而中国企业和公共事业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，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、过网费等其他费用。德国正计划通过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，增强电网灵活性，抵御可再生能源电力影响下的电费波动。
弗劳恩霍夫太阳能系统研究所研究员莱昂哈德·普罗布斯特提出，电价的降低可能会降低一些公司利用可再生能源电力的动力。不过，德国发电数据平台“能源表格”则表示，更便宜的电力还可能促使企业向电气化过渡。
