通常情況下，在市場充分競爭的條件形成后，能源已不再由少數(shù)大企業(yè)提供時，電價或天然氣價格會因為激烈的競爭而趨于合理化，消費者應是最大的受益者。但在德國，實際情況卻是在電力市場自由化之后， 近幾年電價不降反升，相較于鄰國更是高出許多。
2018年底時， 德國銷售電價水平處在世界最高行列，約為度電19.4 歐分（約 1.6 元/千瓦時，其中居民電價約度電29.2 歐分（約 2.4 元/千瓦時），大工業(yè)為度電11 歐分（約 0.9 元/千瓦時）。與之相比，法國居民用戶平均電價是度電18歐分，歐盟整體平均電價是度電21.1歐分，德國電價水平高居全歐第二，僅次于丹麥。
事實上，德國居民用戶的電費負擔，相比其可支配收入，在歐洲各國中處于中等水平。過去上漲幅度顯著，10年間同比上漲了50%，主要源于可再生能源（EEG）附加 。一個四口之家年用電量3500度，約80歐元/月，相對在其家庭可支配收入（平均3400歐元/月）中的比重并不算過高。
但由于可再生能源對系統(tǒng)參與者具有強烈的“再分配”效應，德國可再生能源發(fā)電裝機比例從不到10%上升到40%的過程中，“贏家”是大工業(yè)與高耗能用戶，而傳統(tǒng)發(fā)電商、居民消費者與中小企業(yè)承擔了大部分變化的成本。
整體來看，德國大規(guī)模發(fā)展可再生能源的轉型之路，是不斷發(fā)現(xiàn)問題、解決問題，甚至解決了一個問題又產(chǎn)生新問題，然后再解決的過程。在這期間，伴隨著大量能源系統(tǒng)參與者的利益“再分配”，而改革的代價最終需要電力用戶來負擔。
電價中的高比例附加稅費
從結構來看，德國電價主要由競爭性市場價格、電網(wǎng)費（主網(wǎng)和配網(wǎng)）、稅費、 可再生能源附加費等構成。但在終端電價中，涉及市場競爭的部分并不占據(jù)決定性地位。居民和小型工商業(yè)用戶需要支付的稅費與附加比例更高，可達總體電費的75%。
在競爭性電力市場，德國每年交易的電力約500 TWh。其中，20%發(fā)生在交易所，80%為場外合同?？稍偕茉唇灰妆戎丶s為40%，有約80%是直接交易。2018年批發(fā)市場平均價格約為45歐元/兆瓦時。
德國批發(fā)市場中的現(xiàn)貨市場交易由歐洲電力交易所負責組織，日前交易量占 89%，日內(nèi)交易量占 11%，交易周期從 15 分鐘到 1 小時不等。期權、期貨交易由歐洲能源交易所負責組織，包括 1 年期、2 年期、3 年期和 4 年期及以上，其中 1 年期占到交易電量的 59%。電力市場競爭程度提高，使發(fā)電環(huán)節(jié)電價由 2009 年的度電 8.4 歐分下降到了目前的 5.6歐分。
而這主要歸因于優(yōu)先次序效應（merit-order effects），即隨著規(guī)模的擴大，風能和太陽能發(fā)電的邊際成本要小于傳統(tǒng)能源發(fā)電機組，當風電、光伏等發(fā)電設施安裝完畢后，邊際成本，即發(fā)電價格反映的只是設備運營成本。這時，新能源電源會拉低電價水平。此外，光伏發(fā)電量在一天中午達到頂峰，而這個時間段與一天中用電高峰時段吻合，供需平衡甚至供過于求也降低了一天中的電價。因此，現(xiàn)貨市場交易中，負電價的時刻越來越多。
2008—2015年，德國電力批發(fā)市場現(xiàn)貨價格下降近50%，但在2016—2018年則有所反彈，其反彈也是多種因素作用的結果。其中，天氣及氣候變化是一大主因。近年來，夏季北半球的高溫導致歐洲大陸風力減少，風力發(fā)電量大幅降低，遠低于往年同期的發(fā)電水平。而高溫也導致各地電力需求猛增，電力供需不平衡是推動歐洲主要電力市場價格居高不下的主要原因。
除氣候等因素外，用于發(fā)電的其他主要燃料價格也有不同幅度的上漲，包括天然氣、硬煤價格的上漲都推高了電力價格。此外，近兩年來，歐洲的碳價從每噸5歐元上漲到每噸20歐元，這使得燃煤電廠的成本更高，運營成本的增加導致電力批發(fā)市場價格上升。
同時，頻繁出現(xiàn)的負價格信號也無法均衡地傳遞給消費者。這是由于德國每度電電費中，電網(wǎng)費和可再生能源附加費兩者合占超過45%的比例，另外還有銷售稅、電力稅、特許權費用、離岸責任費用、熱電聯(lián)產(chǎn)廠附加費以及工業(yè)行業(yè)電網(wǎng)費用回扣等。其中，可再生能源附加費（EEG）是按《可再生能源法》規(guī)定，在電費中必須繳納的可再生能源電力稅，以供政府促進可再生能源產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。
2007年，度電電費中必須繳納0.8歐分的可再生能源附加費，這項費用到2019年漲到了6.41歐分，2020年居民用戶繳納的附加費更要漲到8.04歐分。
數(shù)據(jù)來源：德國能源和水業(yè)協(xié)會（BDEW）
工商業(yè)電價減免稅費：中小型企業(yè)依然“受苦”
而對工業(yè)用戶來說，德國以年耗電量24GWh為界，超過此耗電量的用戶享受可再生能源電價附加豁免，低于24GWh的則需承擔。
根據(jù)德國能源和水業(yè)協(xié)會（BDEW）的數(shù)據(jù)，工商業(yè)企業(yè)用電量占德國用電總量的74％，工業(yè)用電占該國用電量的47％。不過，能源成本的影響在不同領域之間差異很大。歐盟數(shù)據(jù)顯示，從事電子產(chǎn)品或汽車生產(chǎn)的公司僅將其總支出的1%用于能源，而生產(chǎn)水泥、紙張、玻璃、鋼鐵和基礎化學品的能源密集型公司，這一份額平均在3％至20％之間 。例如，電力約占鋁生產(chǎn)總成本的50％，紙張的13％，鋼鐵的10％，因此，鋁、基本化學制品、紙張和鋼鐵的生產(chǎn)商對電價特別敏感。由于免去了可再生能源附加費、特許權征收費及電力稅費，這些大工業(yè)高耗能用戶得以享受相對低廉的工商業(yè)電價。
不同公司享受的稅費免減額度也有很大差異。交易方式、消費電量的多寡、何時用電、需求特性、與負荷地的距離，以及是否連接高壓、中壓或低壓電網(wǎng)等等因素，都會對用戶最終支付的電費有所影響。即使都是大工業(yè)用戶，需要支付的電費也有較大差異。BDEW的數(shù)據(jù)顯示，2018年，一家大型能源密集型公司每年用電量為1億千瓦時，根據(jù)免稅額，其繳費范圍為5.1歐分/千瓦時至17歐分/千瓦時。
另一方面，中小型工商業(yè)用戶對德國的高昂電價叫苦不迭。許多公司付出了相對較高昂的價格。德國眾多的中小企業(yè)通常由家族所有，是其國家工業(yè)供應鏈重要的一環(huán)，而這些中小型用戶和大工業(yè)用戶之間的電費價差顯著。如下圖所示：
發(fā)展可再生能源不是“免費午餐”
2019 年，德國燃煤發(fā)電約占總發(fā)電量的 28.2%，可再生能源發(fā)電占 40.1%。風能和太陽能是德國能源轉型中最重要的可再生能源。德國的目標是，2030 年以前溫室氣體比 1990 年減少至少55%，2022 年前關閉所有的核電站，2038年全面退煤，2050年提供安全的、可負擔的、環(huán)保的能源，但隨著大規(guī)?？稍偕茉吹牟⒕W(wǎng)，系統(tǒng)結構將發(fā)生變化。對全社會而言，發(fā)展可再生能源并非“免費午餐”，也意味著長期系統(tǒng)成本的上升。
隨著并網(wǎng)的可再生能源增多，其他機組利用率會下降，能使系統(tǒng)平穩(wěn)運行、成本最小化的機組類型可能就會變化，比如從煤電變成天然氣，導致系統(tǒng)長期電價水平上漲。
此外，可再生能源越來越多的系統(tǒng)，也是一個需要更加靈活、頻繁爬坡調(diào)節(jié)、 更多備用與輕資產(chǎn)的系統(tǒng)。
在德國，電網(wǎng)公司主要通過平衡服務來保證供需的平衡和穩(wěn)定的頻率。四家輸電運營商（ TSO），通過拍賣市場獲得平衡服務來保證本電網(wǎng)范圍內(nèi)的電力供需平衡。德國有三個電力平衡市場：主平衡市場（Primary Balancing Power Market ）、二次平衡市場（Secondary Balancing Power Market ）以及三次備用市場（Tertiary Reserve Power Market ）。這3個市場的區(qū)別主要在于反應時間，分別為30s、5min和15min。每個市場的服務都包括正平衡服務和負平衡服務。
但近年來，雖然德國的可再生電源比例增加，其平衡服務的需求反而下降了。這主要是源于TSO之間的合作以及市場設計的修改。2009—2010年，四家TSO建立了共同平衡市場（Common Balancing Market ）。TSO都希望以最低的成本獲得平衡服務。而如果一個TSO需要的平衡服務是正向的，另外一個TSO的需求是負的，則平衡市場的效率將在一定程度上降低。更加有效率的市場是將幾個電網(wǎng)的控制區(qū)連接，避免不同TSO之間需要反向平衡服務。這種區(qū)域合作不僅可以在德國國內(nèi)，也可以擴展到其他國家。2011—2014年，來自奧地利、比利時、捷克、丹麥、德國、荷蘭和瑞士的TSO共節(jié)省了298TWh的正負平衡電量。
此外，2014年11月，德國在歐洲能源交易（EEX）平臺新增了15分鐘日內(nèi)市場，將交易時段變?yōu)?5分鐘，一天96個時段。通過更細致的調(diào)度運行與靈活安排，過去幾年德國系統(tǒng)的備用需求在下降，而不是上升。
但可再生能源的額外平衡成本并不低。
德國北部負荷較低，該區(qū)域風電多發(fā)的情況下，根據(jù)市場競價形成的電力潮流將從北到南流，而發(fā)用電安排出現(xiàn)了越來越多物理調(diào)度不可行的情況。因此，系統(tǒng)需要額外的再調(diào)度（re-dispatch），而對應的成本越來越高。2015年和2016年，德國因輸電阻塞造成的重新調(diào)度成本高達10億歐元/年，到2018年，再調(diào)度成本就接近15億歐元，電網(wǎng)再調(diào)度成本通過電網(wǎng)過路費最終會分攤到電力消費者身上。
為了緩解阻塞，德國采取了其他替代方案，例如擴大南北電網(wǎng)傳輸容量。原本2008 年德國制定獨立輸配電價后，初期由于加強監(jiān)管，輸配電價有所下降，從 2008 年的 5.9 歐分下降到 2009 年的 5.73 歐分，但之后為接入可再生能源，對電網(wǎng)進行了大規(guī)模擴建和改造，輸配電價呈上漲態(tài)勢，2017 年達 7.48 歐分。
此外，由于現(xiàn)貨市場價格是基于邊際成本的出清結果，部分固定投資成本較高的發(fā)電機組，特別是新能源發(fā)電機組無法從現(xiàn)貨市場中獲得足夠的收益維持經(jīng)營。
在其他一些歐洲國家，通常是建立容量市場彌補固定投資成本，根據(jù)機組為系統(tǒng)提供的可用容量進行補償，與發(fā)電電量無關，換言之，不是買電量，而是買發(fā)電服務。 但德國目前的發(fā)電容量已經(jīng)超配，能量市場雖然有缺陷，但引入容量市場也是一筆不小的開銷。
本文部分內(nèi)容根據(jù)eo圓桌主題討論“高比例可再生能源下，德國電價機制及對終端消費者影響”整理而成。主講人：張樹偉 德國能源轉型智庫Agora Energiewende高級顧問
