文/能源雜志

隨著新建天然氣發(fā)電項目持續(xù)延誤、可控電源建設(shè)滯后，德國電力系統(tǒng)在高需求時段面臨的供需缺口正被不斷放大。

多家機(jī)構(gòu)最新測算顯示，在極端冬季情形下，德國電力系統(tǒng)的潛在缺口可能達(dá)到10—24GW，相當(dāng)于約8—20座大型核電站的裝機(jī)規(guī)模。這一風(fēng)險正在推高電價，也迫使柏林重新評估既定的煤電退出和電源結(jié)構(gòu)調(diào)整路徑。

“硬約束”浮出水面

根據(jù)彭博社援引EnergyAspects與LSEG的模型分析，在風(fēng)光出力偏低、冬季用電需求攀升至約78GW的情形下，德國電力系統(tǒng)可能出現(xiàn)明顯供給不足。即便按照相對溫和的假設(shè)，缺口規(guī)模仍在10GW左右；若新燃?xì)鈾C(jī)組遲遲無法投運(yùn)，最嚴(yán)峻情況下的缺口可能擴(kuò)大至24GW。

問題的核心在于：在核電全面退出、煤電加速淘汰的同時，德國尚未建立起成熟的容量市場機(jī)制，也未能如期補(bǔ)充足夠的“可控電源”。近年來新增發(fā)電裝機(jī)主要集中在風(fēng)電和光伏領(lǐng)域，而在低風(fēng)、低光時段，系統(tǒng)可調(diào)用的備用電源明顯不足。

德國政府原本希望通過新建燃?xì)怆娬緸殡娏ο到y(tǒng)提供過渡性支撐。然而，這一方案目前仍面臨多重不確定性。

一方面，相關(guān)項目仍在等待歐盟層面的國家補(bǔ)貼審批。德國經(jīng)濟(jì)部預(yù)計最早將在2026年初啟動拍賣程序，新機(jī)組投運(yùn)時間普遍被推遲至2031年以后。另一方面，全球燃?xì)廨啓C(jī)供應(yīng)緊張正在成為新的制約因素。投資銀行麥格理指出，美國AI數(shù)據(jù)中心帶動的電力需求激增，已顯著擠占燃?xì)廨啓C(jī)產(chǎn)能，使德國規(guī)劃中的約10GW燃?xì)庋b機(jī)在本十年內(nèi)全部落地的可能性大幅下降。

在此背景下，德國能源監(jiān)管機(jī)構(gòu)已明確表示，建立新的容量補(bǔ)充法律框架“迫在眉睫”。新一屆政府也釋放出更加強(qiáng)調(diào)能源安全的政策信號。

煤電退出再評估

隨著電力缺口風(fēng)險上升，德國煤電退出路徑正在遭遇現(xiàn)實檢驗。雖然法律層面仍維持2038年全面退出煤電的目標(biāo)，西部部分褐煤機(jī)組甚至計劃在2030年前提前關(guān)停，但這一時間表正面臨調(diào)整壓力。

業(yè)內(nèi)普遍認(rèn)為，為避免系統(tǒng)性供電風(fēng)險，柏林可能不得不延長部分褐煤和硬煤機(jī)組的備用周期。相關(guān)方案包括將大型褐煤電站納入電網(wǎng)儲備機(jī)制，在必要時提供緊急支撐。針對北萊茵-威斯特法倫州的關(guān)鍵褐煤電站，是否延長運(yùn)行年限的政策評估預(yù)計將在2026年作出。

市場已率先對供需緊張作出反應(yīng)。近期，德國批發(fā)電價顯著高于周邊國家，較法國水平一度高出近40歐元/兆瓦時，使德國成為歐洲電價最高的市場之一。

分析人士指出，這一價差不僅反映燃料成本和碳價差異，更直接體現(xiàn)了對未來可控電源不足的擔(dān)憂。對于高度依賴電力的制造業(yè)而言，高電價正在侵蝕競爭力，也加大了政府出臺產(chǎn)業(yè)電價補(bǔ)貼的壓力。

數(shù)據(jù)顯示，到2025年，德國約56%的電力消費(fèi)已來自可再生能源。但多家研究機(jī)構(gòu)強(qiáng)調(diào)，可再生能源占比提升并未削弱對可控容量的需求，反而對系統(tǒng)靈活性提出了更高要求。

德國能源轉(zhuǎn)型顧問委員會在最新報告中警告，如果燃?xì)怆娬?、儲能和需求?cè)靈活性建設(shè)繼續(xù)滯后，煤電退出將不得不依賴規(guī)模更大、成本更高的備用機(jī)制，反而推高系統(tǒng)整體成本。

在2045年實現(xiàn)氣候中和目標(biāo)不變的前提下，德國電力政策正站在一個關(guān)鍵路口：如何在加速電氣化的同時，補(bǔ)齊可控電源短板，避免能源安全與電價壓力反噬工業(yè)與社會，已成為2026年能源政策的核心議題。

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