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2018年底时， 德国销售电价水平处在世界最高行列，约为度电19.4 欧分（约 1.6 元/千瓦时，其中居民电价约度电29.2 欧分（约 2.4 元/千瓦时），大工业为度电11 欧分（约 0.9 元/千瓦时）。与之相比，法国居民用户平均电价是度电18欧分，欧盟整体平均电价是度电21.1欧分，德国电价水平高居全欧第二，仅次于丹麦。
事实上，德国居民用户的电费负担，相比其可支配收入，在欧洲各国中处于中等水平。过去上涨幅度显著，10年间同比上涨了50%，主要源于可再生能源（EEG）附加 。一个四口之家年用电量3500度，约80欧元/月，相对在其家庭可支配收入（平均3400欧元/月）中的比重并不算过高。
但由于可再生能源对系统参与者具有强烈的“再分配”效应，德国可再生能源发电装机比例从不到10%上升到40%的过程中，“赢家”是大工业与高耗能用户，而传统发电商、居民消费者与中小企业承担了大部分变化的成本。
整体来看，德国大规模发展可再生能源的转型之路，是不断发现问题、解决问题，甚至解决了一个问题又产生新问题，然后再解决的过程。在这期间，伴随着大量能源系统参与者的利益“再分配”，而改革的代价最终需要电力用户来负担。
电价中的高比例附加税费
从结构来看，德国电价主要由竞争性市场价格、电网费（主网和配网）、税费、 可再生能源附加费等构成。但在终端电价中，涉及市场竞争的部分并不占据决定性地位。居民和小型工商业用户需要支付的税费与附加比例更高，可达总体电费的75%。
在竞争性电力市场，德国每年交易的电力约500 TWh。其中，20%发生在交易所，80%为场外合同。可再生能源交易比重约为40%，有约80%是直接交易。2018年批发市场平均价格约为45欧元/兆瓦时。
德国批发市场中的现货市场交易由欧洲电力交易所负责组织，日前交易量占 89%，日内交易量占 11%，交易周期从 15 分钟到 1 小时不等。期权、期货交易由欧洲能源交易所负责组织，包括 1 年期、2 年期、3 年期和 4 年期及以上，其中 1 年期占到交易电量的 59%。电力市场竞争程度提高，使发电环节电价由 2009 年的度电 8.4 欧分下降到了目前的 5.6欧分。
而这主要归因于优先次序效应（merit-order effects），即随着规模的扩大，风能和太阳能发电的边际成本要小于传统能源发电机组，当风电、光伏等发电设施安装完毕后，边际成本，即发电价格反映的只是设备运营成本。这时，新能源电源会拉低电价水平。此外，光伏发电量在一天中午达到顶峰，而这个时间段与一天中用电高峰时段吻合，供需平衡甚至供过于求也降低了一天中的电价。因此，现货市场交易中，负电价的时刻越来越多。
2008—2015年，德国电力批发市场现货价格下降近50%，但在2016—2018年则有所反弹，其反弹也是多种因素作用的结果。其中，天气及气候变化是一大主因。近年来，夏季北半球的高温导致欧洲大陆风力减少，风力发电量大幅降低，远低于往年同期的发电水平。而高温也导致各地电力需求猛增，电力供需不平衡是推动欧洲主要电力市场价格居高不下的主要原因。
除气候等因素外，用于发电的其他主要燃料价格也有不同幅度的上涨，包括天然气、硬煤价格的上涨都推高了电力价格。此外，近两年来，欧洲的碳价从每吨5欧元上涨到每吨20欧元，这使得燃煤电厂的成本更高，运营成本的增加导致电力批发市场价格上升。
同时，频繁出现的负价格信号也无法均衡地传递给消费者。这是由于德国每度电电费中，电网费和可再生能源附加费两者合占超过45%的比例，另外还有销售税、电力税、特许权费用、离岸责任费用、热电联产厂附加费以及工业行业电网费用回扣等。其中，可再生能源附加费（EEG）是按《可再生能源法》规定，在电费中必须缴纳的可再生能源电力税，以供政府促进可再生能源产业的发展。
2007年，度电电费中必须缴纳0.8欧分的可再生能源附加费，这项费用到2019年涨到了6.41欧分，2020年居民用户缴纳的附加费更要涨到8.04欧分。
数据来源：德国能源和水业协会（BDEW）
工商业电价减免税费：中小型企业依然“受苦”
而对工业用户来说，德国以年耗电量24GWh为界，超过此耗电量的用户享受可再生能源电价附加豁免，低于24GWh的则需承担。
根据德国能源和水业协会（BDEW）的数据，工商业企业用电量占德国用电总量的74％，工业用电占该国用电量的47％。不过，能源成本的影响在不同领域之间差异很大。欧盟数据显示，从事电子产品或汽车生产的公司仅将其总支出的1%用于能源，而生产水泥、纸张、玻璃、钢铁和基础化学品的能源密集型公司，这一份额平均在3％至20％之间 。例如，电力约占铝生产总成本的50％，纸张的13％，钢铁的10％，因此，铝、基本化学制品、纸张和钢铁的生产商对电价特别敏感。由于免去了可再生能源附加费、特许权征收费及电力税费，这些大工业高耗能用户得以享受相对低廉的工商业电价。
不同公司享受的税费免减额度也有很大差异。交易方式、消费电量的多寡、何时用电、需求特性、与负荷地的距离，以及是否连接高压、中压或低压电网等等因素，都会对用户最终支付的电费有所影响。即使都是大工业用户，需要支付的电费也有较大差异。BDEW的数据显示，2018年，一家大型能源密集型公司每年用电量为1亿千瓦时，根据免税额，其缴费范围为5.1欧分/千瓦时至17欧分/千瓦时。
另一方面，中小型工商业用户对德国的高昂电价叫苦不迭。许多公司付出了相对较高昂的价格。德国众多的中小企业通常由家族所有，是其国家工业供应链重要的一环，而这些中小型用户和大工业用户之间的电费价差显著。如下图所示：
发展可再生能源不是“免费午餐”
2019 年，德国燃煤发电约占总发电量的 28.2%，可再生能源发电占 40.1%。风能和太阳能是德国能源转型中最重要的可再生能源。德国的目标是，2030 年以前温室气体比 1990 年减少至少55%，2022 年前关闭所有的核电站，2038年全面退煤，2050年提供安全的、可负担的、环保的能源，但随着大规模可再生能源的并网，系统结构将发生变化。对全社会而言，发展可再生能源并非“免费午餐”，也意味着长期系统成本的上升。
随着并网的可再生能源增多，其他机组利用率会下降，能使系统平稳运行、成本最小化的机组类型可能就会变化，比如从煤电变成天然气，导致系统长期电价水平上涨。
此外，可再生能源越来越多的系统，也是一个需要更加灵活、频繁爬坡调节、 更多备用与轻资产的系统。
在德国，电网公司主要通过平衡服务来保证供需的平衡和稳定的频率。四家输电运营商（ TSO），通过拍卖市场获得平衡服务来保证本电网范围内的电力供需平衡。德国有三个电力平衡市场：主平衡市场（Primary Balancing Power Market ）、二次平衡市场（Secondary Balancing Power Market ）以及三次备用市场（Tertiary Reserve Power Market ）。这3个市场的区别主要在于反应时间，分别为30s、5min和15min。每个市场的服务都包括正平衡服务和负平衡服务。
但近年来，虽然德国的可再生电源比例增加，其平衡服务的需求反而下降了。这主要是源于TSO之间的合作以及市场设计的修改。2009—2010年，四家TSO建立了共同平衡市场（Common Balancing Market ）。TSO都希望以最低的成本获得平衡服务。而如果一个TSO需要的平衡服务是正向的，另外一个TSO的需求是负的，则平衡市场的效率将在一定程度上降低。更加有效率的市场是将几个电网的控制区连接，避免不同TSO之间需要反向平衡服务。这种区域合作不仅可以在德国国内，也可以扩展到其他国家。2011—2014年，来自奥地利、比利时、捷克、丹麦、德国、荷兰和瑞士的TSO共节省了298TWh的正负平衡电量。
此外，2014年11月，德国在欧洲能源交易（EEX）平台新增了15分钟日内市场，将交易时段变为15分钟，一天96个时段。通过更细致的调度运行与灵活安排，过去几年德国系统的备用需求在下降，而不是上升。
但可再生能源的额外平衡成本并不低。
德国北部负荷较低，该区域风电多发的情况下，根据市场竞价形成的电力潮流将从北到南流，而发用电安排出现了越来越多物理调度不可行的情况。因此，系统需要额外的再调度（re-dispatch），而对应的成本越来越高。2015年和2016年，德国因输电阻塞造成的重新调度成本高达10亿欧元/年，到2018年，再调度成本就接近15亿欧元，电网再调度成本通过电网过路费最终会分摊到电力消费者身上。
为了缓解阻塞，德国采取了其他替代方案，例如扩大南北电网传输容量。原本2008 年德国制定独立输配电价后，初期由于加强监管，输配电价有所下降，从 2008 年的 5.9 欧分下降到 2009 年的 5.73 欧分，但之后为接入可再生能源，对电网进行了大规模扩建和改造，输配电价呈上涨态势，2017 年达 7.48 欧分。
此外，由于现货市场价格是基于边际成本的出清结果，部分固定投资成本较高的发电机组，特别是新能源发电机组无法从现货市场中获得足够的收益维持经营。
在其他一些欧洲国家，通常是建立容量市场弥补固定投资成本，根据机组为系统提供的可用容量进行补偿，与发电电量无关，换言之，不是买电量，而是买发电服务。 但德国目前的发电容量已经超配，能量市场虽然有缺陷，但引入容量市场也是一笔不小的开销。
本文部分内容根据eo圆桌主题讨论“高比例可再生能源下，德国电价机制及对终端消费者影响”整理而成。主讲人：张树伟 德国能源转型智库Agora Energiewende高级顾问
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