最高24GW缺口，德國電力踩到紅線？

文/能源雜志

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

多家機構最新測算顯示，在極端冬季情形下，德國電力系統的潛在缺口可能達到10—24GW，相當于約8—20座大型核電站的裝機規模。這一風險正在推高電價，也迫使柏林重新評估既定的煤電退出和電源結構調整路徑。

“硬約束”浮出水面

根據彭博社援引EnergyAspects與LSEG的模型分析，在風光出力偏低、冬季用電需求攀升至約78GW的情形下，德國電力系統可能出現明顯供給不足。即便按照相對溫和的假設，缺口規模仍在10GW左右；若新燃氣機組遲遲無法投運，最嚴峻情況下的缺口可能擴大至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制，也未能如期補充足夠的“可控電源”。近年來新增發電裝機主要集中在風電和光伏領域，而在低風、低光時段，系統可調用的備用電源明顯不足。

德國政府原本希望通過新建燃氣電站為電力系統提供過渡性支撐。然而，這一方案目前仍面臨多重不確定性。

一方面，相關項目仍在等待歐盟層面的國家補貼審批。德國經濟部預計最早將在2026年初啟動拍賣程序，新機組投運時間普遍被推遲至2031年以后。另一方面，全球燃氣輪機供應緊張正在成為新的制約因素。投資銀行麥格理指出，美國AI數據中心帶動的電力需求激增，已顯著擠占燃氣輪機產能，使德國規劃中的約10GW燃氣裝機在本十年內全部落地的可能性大幅下降。

在此背景下，德國能源監管機構已明確表示，建立新的容量補充法律框架“迫在眉睫”。新一屆政府也釋放出更加強調能源安全的政策信號。

煤電退出再評估

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

業內普遍認為，為避免系統性供電風險，柏林可能不得不延長部分褐煤和硬煤機組的備用周期。相關方案包括將大型褐煤電站納入電網儲備機制，在必要時提供緊急支撐。針對北萊茵-威斯特法倫州的關鍵褐煤電站，是否延長運行年限的政策評估預計將在2026年作出。

市場已率先對供需緊張作出反應。近期，德國批發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，更直接體現了對未來可控電源不足的擔憂。對于高度依賴電力的制造業而言，高電價正在侵蝕競爭力，也加大了政府出臺產業電價補貼的壓力。

數據顯示，到2025年，德國約56%的電力消費已來自可再生能源。但多家研究機構強調，可再生能源占比提升并未削弱對可控容量的需求，反而對系統靈活性提出了更高要求。

德國能源轉型顧問委員會在最新報告中警告，如果燃氣電站、儲能和需求側靈活性建設繼續滯后，煤電退出將不得不依賴規模更大、成本更高的備用機制，反而推高系統整體成本。

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

歡迎投稿，聯系郵箱

tg@inengyuan.com