吃完中国光伏红利，德国开始面对高电价现实

文/张树伟 黄楠雅

作者供职于卓尔德（北京）中心

站在2026年的时间节点上，我们会发现大国竞争正在把能源重新推回到政治议程的中心。

在碳中和全球目标被一定程度淡化的时候，不是只有我们国家关注能源的稳定和廉价。特别是制造业的电价，还能不能更低一些？

低电价不仅关乎终端居民用户福祉，还是关于经济产业健康乃至整体经济安全的话题。它决定着电气化能推进多快（特别是满足新的高耗能行业——数据中心的需求）、工业是否留在本土，以及一个经济体是否还保有从原料到成品的相对完整产业链等诸多问题。

2026年7月，欧洲委员会推出了“电气化行动计划”（Electrification Action Plan）。目标将电力在最终能源消费中的占比从多年停滞不前的约23%提高到2040年的46%（2030年阶段性目标32%）。若实现这一转型，欧洲预期到2040年每年可减少2600亿欧元的能源进口费用，并显著提升欧洲的能源安全。但是，欧盟同期出台了多项类似计划，至于采用何种政策工具实现，依然没有答案。

目标实现的障碍很多，首当其冲的就是高电价。

一般来说，终端电价包括三大部分：批发市场价格、输配加价以及各种税费附加等。输配加价往往是管制的，成本倒推型的，非常复杂并且不透明，具有历史路径依赖，而税费是政策手段的体现，各国政策也非常繁乱。

为了分析上的简洁，本文暂且聚焦高耗能工业。它们通常享受增值税优惠（返还），并且由于接入电压等级较高，交很少乃至不交输配费用。

因此，电力批发市场的价格往往跟它们实际获得的价格具有可比性。

这方面，德国联邦经济部长（女）Reche说得直接：要保持国际竞争力，电价需要保持在每千瓦时5欧分左右——而德国目前很多企业电价要远高于这个数字。

德国政府已经采取了措施：工业补贴电价即将落地、电价补偿扩围、输配费下调、燃气附加费取消。然而，差距依然存在。

5欧分/千瓦时，我们知道有些国家可以做到。

挪威可以做到，靠的是早已建成、资本摊销几近完毕的大量水电，以及厚实的家底（光一个石油主权基金，每个国民可以分25万美元）；美国长期可以做到，靠廉价天然气以及发电侧的激烈竞争；中国西北部分地区可以做到，靠低成本设备制造、人为压低的煤炭价格，以及金融抑制下的资本成本。

那么传统的制造业大国——德国能做到吗？答案很简单：完全不现实。

本文将从长期成本视角来观察德国，一方面回顾过去20年德国电价下跌和上涨的历史；另一方面剖析当前德国电力系统在经历了光伏红利之后，所遭遇的尴尬现实。

01

德国电价的下降和上涨

疫情结束之后，理论上德国处于经济恢复阶段。但2022年天然气价格暴涨叠加随后的欧央行加息，导致其增长在2022年底彻底熄火：按IMF今年6月发布的工作论文（Kemp,2026,Drivers of Germany's Growth Downturn,WP/26/112）的口径，德国实际GDP在2023—2024年年均萎缩0.7%，2025年也只勉强增长0.2%，到2025年底的产出水平仍然低于2022年底的产出水平。

这意味着四年时间原地踏步。

就电价而言，故事的起点其实不在2022年。2012年前后，德国大型高耗能企业的电价约4.7欧分/kWh，美国大致3—4欧分，两边差距只有20%上下，远不是今天这样巨大的差距。

真正的转折发生在2016年前后：那一年是德国批发电价的底部，此后价格进入缓慢上行通道——核电分阶段退出让德国的电力净出口余量逐年收窄、并最终在2023年转为净进口；碳价在2018年之后一路上行，在煤电与气电边际机组交替定价的格局里日益成为主导变量；电气化推进又持续抬高负荷。

2022年的俄乌冲突把缓慢上升拉成了尖峰，欧洲批发电价一度冲到年均230欧元/MWh高峰；2024年回落到82欧元/MWh，但仍明显高于2019年之前的水平。短期内电价再也回不到从前，产业预期发生变化。2025年底欧洲高耗能行业集体呼吁欧盟及成员国把长期工业电价稳定在50欧元/MWh。

在能源价格长期走高的预期下，Ecofys与德国弗劳恩霍夫协作开展联合研究并提出观点：产业应当逐步剥离高耗能基础化工产能，重点布局特种化工、创新制药；放弃通用机床量产，发力超精密机械、高端医疗器械。发展路径摒弃粗放模式，打造具备独特壁垒的高端精品产业体系。

但是，对于德国人来说，很难想象德国不再生产基本化工产品——所谓的Primary chemistry，比如甲醇、合成氨、乙烯、丙烯以及芳烃——而甘心沦为次级化工产品的加工厂。

这个设想，企业不答应，因为这意味着产业链规模效应消失；外交部长不答应，因为基础化工是所有制造业的上游中的上游，把它整体外包出去，等于把外交上可用的筹码，换成了对方手里的筹码；国防部长肯定更不答应，因为基础化工在和平年代看起来只是“低附加值的大宗商品”，在战争年代它的名字叫各种弹药的前体。

02

光伏潜力殆尽

截至2026年初，德国光伏装机超过118GW，发电量升到73TWh。而全年的最大负荷在85GW上下。2025年，市场出现负电价的小时数达到573小时，占到全年的约7%；其中五月130小时、六月141小时，两个月就接近全年一半。

正午，晴天，光伏出力最好的时候，恰恰是电力最不值钱的时候。落到发电侧的账上，有23%的光伏发电量是在负电价时段出现的，而2024年这个比例还只有15%，一年之内增加了一半以上。

装机在高存量基础上的增长带来了光伏互相挤出效应，从而价值（以市场中可以获得的收益衡量）下降。2025年德国年度太阳能市场价值为45欧元/MWh（2024年为46欧元/MWh），同期现货基荷均价为89欧元/MWh，两者之比——也就是光伏的“价值因子”——只有50%；而这个比值在2023年还是84%。

我想没有人会否认，德国（乃至全球）光伏装机爆发式的增长和度电成本的降低，都源自中国光伏产业发展的低成本红利。

截至目前，德国地面光伏的度电成本大约在40—70欧元/MWh区间。也就是说，新投资光伏在市场上能拿到的钱，已经落到了它自己成本区间的下界。经济学教条的结论：这个系统里的光伏比重已经越过了最优点。份额再往上走，系统总成本就会上升。

要提升市场价值，进一步征收额外碳税，或者成本的下降是必不可少的。

中国光伏带来的降成本红利，已经走到了尽头。德国必须从整个电力系统的角度考虑，减少成本来降电价了。

但真实系统里，价格信号本身就是扭曲，所以上面的推论要打折扣，不能绝对化。

最典型的扭曲，来自南北阻塞与统一定价区的组合：德国北部风电富余、南部负荷密集，输电通道不够，统一价区形成的潮流往往物理上无法实现从北到南的传输。市场交易完成之后，需要频繁地降低北部电厂出力（需要给予补偿），从而抬升南部高成本电厂的出力（需要更高成本），从而减轻从北到南的阻塞。所谓再调度需求明显，成本在几十亿欧元量级。

储能的充放行为是上述扭曲的第二个症状。

在统一定价区里，储能中午低价充电、傍晚高价放电，一般情况下没问题。但是如果电池装在本来就送不出去的德国北部，它的“正确”商业行为恰恰是在阻塞时段进一步加大北送潮流，把再调度需求进一步推高——价格信号让它做的事，和系统平衡需要它做的事是相反的。电池的运行行为，不是缓解阻塞而是在加剧阻塞。

根据最新统计数据，2026年上半年德国的负电价小时数下降到约291小时，比2025年同期少了约四分之一。

问题缓解似乎来自规则变化。自2025年2月《光伏尖峰法》生效后，新建光伏在负价时段的补贴从第一刻起就归零，发电商于是在价格触零之前主动退出，价格因此大量堆积在零附近而不再继续下探。与此同时，储能不断加入，出口增加，结算时间单元从60分钟改成15分钟，似乎也有助于负电价的减少。

但是，伊朗战争带来的天然气价格居高不下，仍然是个问题。战事爆发后，天然气价格从2月到6月上涨一倍，气电边际成本上涨40%到约130欧元/MWh。而德国现货电价96欧元/MWh，已经大幅“脱钩”。但是接近100欧元/MWh的水平仍旧相比2019年之前明显偏高，仍旧是5欧分目标的2倍。

03

德国的南北电价问题

物理上，德国的南北正在趋异而不是趋同。北部风电装机继续增加，海上风电上半年发电量创下新高；南部则在2023年4月关掉了最后几座核电站，而负荷密集区恰恰在南部。剩余负荷的南北差距在扩大。价格上，德国强行让全国只有一个批发价。

物理趋异、价格趋同。最终的结果是：扭曲带来效率损失，转化为再调度费、电厂备用费、网络接入费，然后在全国范围内摊平消化。

理想很美好，现实很骨感。按照最基本的会计学原理：如果某个主体支付的电价下降，钱只能来自三个地方——总体效率提升（把蛋糕做大）、其他参与主体多掏（再分配），或者转移给不在这张牌桌上的人（纳税人买单，或者推迟投资，把账动态留给未来）。

一项让电价“看起来降下来了”的政策，如果不来自提高发电/用电效率，让成本低的多发电，让实际成本高的消费者少用电，那么只能是参与者之间互相的负担转移。

意大利曾经提出过一个折中方案：全国分七个市场区，发电侧按分区价结算，消费者则支付一个按购电量加权平均出来的全国单一价格。这套设计在发电侧保留了区位信号——电厂建在哪里、什么时候发、储能怎么套利，这些决策仍然面对真实的地理价差，效率最优；只在消费侧抹平，故需求侧的响应信号失效，换来了政治上的可接受性。最近，似乎消费者2030年前也要分区定价了。

到目前为止，德国连意大利的一半安排都不想要——“拆分价区”已经成为政治禁忌。拆分之后南部电价可能上升，而汽车与机械工业中心在南部；风电行业也反对拆分价区，因为北部电价走低会增加项目收益的不确定性，抬高融资成本，拖慢新增装机。

政府还有一条更强的论据：输电通道正在建，等线路建成阻塞就消失了，为一个暂时的问题去改一个复杂的机制安排，没有必要。

在电网建成之前，一个不包含位置信息的价格，不可能带来任何效率改善，它能做的只有再分配——向高耗能行业倾斜。

这就是德国的政治了——划分利益。这方面，“会叫的孩子有奶吃”。化学工业目前叫得不成比例的厉害。

04

未来和影响

在2026到2030年这个区间内（为何正好是中国的“十五五”规划时间段内呢？），补贴高耗能电价已经是确定事件。

2025年6月25日，欧盟委员会通过《清洁工业协议国家援助框架》（CISAF），有效期至2030年底，明确允许成员国对能源密集型产业的电价进行补贴——补贴幅度最高为批发价格的一半，覆盖最多一半的用电量，且补贴后的价格下限为50欧元/MWh。

没错，贴着高耗能企业的诉求预期，就是5欧分/千瓦时。

欧盟的动作对国际贸易环境有何外溢影响？这日益成为一个关乎贸易平衡、就业、产业韧性、经济安全乃至国家安全的综合性话题。从距离遥远的我国视角，双方能做的似乎只有互相利用——问题是搞清楚各自手里究竟有什么是对方非要不可的。

光伏设备显然不在这个范畴，它已经在电源结构意义上过剩了。而欧盟具有本地制造实力的风机似乎也比较难，需要从长计议。

真正的交换空间似乎在欧洲既缺产能、又缺时间且没有现成企业可扶的地方，并且这个技术还不能够远程控制（可以遥控的变压器、逆变器之类的，已经出局了）。那么大概就是电池电芯与储能系统集成，以及稀土与永磁材料。

如果一定要谈“用什么换什么”，那么可以谈的是：把筹码集中在储能与关键材料这三条欧洲短期内替代不了的链条上，换取稳定的准入与投资合资规则。

我方需未雨绸缪，有效应对，而不能仅仅停留在反对欧盟的本地政策，包括保护政策方面。希望引发更多的关注与讨论。