电力价格错觉：为什么廉价天然气并不能降低你的电费

2026年起实施容量市场：为什么你很快就要为那些甚至都不运行的发电厂付费？

只有到2030年才能缓解？天然气战略中存在严重的计算错误。

德国联邦经济部长卡特琳娜·赖歇承诺，到2030年代，德国的电价将大幅下降，但她寄希望于廉价的进口天然气。然而，仔细审视德国能源市场即将推出的方案就会发现，这种设想行不通。从2026年9月开始，首批新建的燃气调峰电厂将进入所谓的容量市场进行招标，届时经济逻辑将发生根本性改变。这些电厂每年约有85%的时间处于闲置状态，仅作为应急储备运行。其报酬将不再主要基于发电量，而是仅仅基于电厂的可用性——这是一种高度资本密集型的​​模式，天然气的实际价格反而成为次要因素。私人和商业用户非但无法享受到燃料成本降低带来的好处，反而会因为固定的可用性成本而面临电费大幅上涨的额外负担。尽管国际经验和近期研究早已证明，灵活运用可再生能源和储能技术才是更经济的解决方案，但政策制定者仍然坚持一项成本高昂的长期化石燃料项目。.

当政治依赖希望而非物理学：昂贵的储备金而非廉价电力——谁来为发电厂买单？

德国联邦经济部长凯瑟琳娜·赖歇在接受德新社采访时表示，她对电价的预期可能会令许多消费者失望：预计到2030年代，电价都不会出现明显下降。她明确指出，未来降低电价的关键在于进口更便宜的天然气，而非进一步扩大可再生能源的规模。这一声明通过德新社新闻滚动条传播，并被数十家媒体转载，其中一些未经编辑，包括《南德意志报》（该报注明其版本为直接转载）。其核心论点是：天然气进口商能够以更低的价格购买天然气，发电成本就会降低，消费者就能更好地应对价格波动。.

乍一看，这种逻辑似乎合情合理。普通人想到燃气发电厂，通常会想到持续燃烧天然气发电的设施，而天然气的采购价格是最大的成本组成部分。在这种情况下，天然气价格下降确实会对电力成本产生直接影响。问题在于：这种观点与计划于2026年9月开始招标的发电厂实际情况并不相符。.

为什么一座几乎不运转的发电厂会扰乱天然气价格的逻辑？

自2026年9月起，德国联邦政府将就新建燃气调峰电厂进行招标，这些电厂将在一个新设立的容量市场框架内建设。根据联邦经济能源部发布的新闻稿，该容量市场的首轮投标截止日期为2026年9月8日。此项举措的法律依据是2026年7月9日由联邦议院通过的《电力供应安全和新增容量法》（StromVKG）。这些电厂的用途明确：旨在弥补太阳能、风能、储能电池和抽水蓄能电站不足以满足电力需求时的缺口。.

这些电厂的计划运行时间约为全年的15%，这意味着电厂大约85%的时间处于闲置状态。这种低利用率会带来一个至关重要的经济后果：对于大部分时间都处于闲置状态的电厂而言，建设和维护的固定投资成本占据主导地位，而天然气燃料价格则成为次要考虑因素。物理学家兼转型专家马里奥·布辛格（Mario Buchinger）在其对采访的分析中着重强调了这一点：这些所谓的剩余负荷电厂的主要成本与实际运行小时数无关，因为它们是固定投资成本，而包括天然气价格在内的持续运营成本，由于每年仅占15%的运行时间，因此只占次要地位。.

基于消防部门原则的支付模式

要了解为什么天然气价格对这些发电厂的盈利能力几乎无关紧要，就有必要考察一下其报酬模式。支付主要并非基于实际发电量，而是基于在需要时能否及时供电，这类似于消防部门即使没有发生火灾也能获得报酬的原则。这种报酬模式通过所谓的容量机制或容量市场运作。.

相关法律框架已制定完毕。根据《电力供应法》（StromVKG），运营商可因维持电厂、储能设施或灵活负荷等容量的运行而获得补偿，无论这些容量最终是否被使用。具体而言，初期计划进行两轮各4.5吉瓦的拍卖，总计9吉瓦，相当于约20座电厂。另一轮2吉瓦的拍卖定于2027年5月举行。总体而言，德国政府计划在中期内大幅增加发电容量：一份来自德国政府和欧盟委员会的内部文件提到，2027年将新增21至26吉瓦的发电容量，随后在2029年进行另一轮3至8吉瓦的拍卖。观察人士认为，这些举措加起来将新增超过40吉瓦的燃气发电厂容量，这已获得与欧盟委员会的原则性协议批准。.

另一个细节加剧了公告与经济影响之间的差距：在第一轮招标的10吉瓦项目中，适用一项长期标准，规定中标电厂必须能够连续满负荷运行至少10小时，无论实际使用率如何。这些容量必须保持可用15年，并在2031年之前投入运营。因此，投资该领域的企业主要考虑的是15年的容量供应保障，而不是天然气市场的日常交易活动。.

最后谁付账都行

这套新系统的成本不会直接流入国家预算，而是会直接转嫁到私人和商业用户的电费账单上。在2032年之前，联邦政府将首先以贷款的形式提供纳税人资金用于电厂建设，这笔贷款需要在满负荷运行机制实施后偿还。从2032年起，电力用户（包括居民和工业用户）除了支付常规电价外，还需承担预留容量的成本。此外，计划在2032年建立一个全面的容量市场，以确保系统内始终拥有充足的可控容量。.

从法律角度来看，该计费系统的精细程度令人瞩目。所有容量提供商都必须向输电系统运营商支付差价，该差价乘以其减少的发电量，每15分钟，只要现货市场价格高于约定的执行价格，无论实际是否发电。长期承诺的提供商还必须满足最低投资门槛，例如，七年期承诺的每兆瓦预留容量需投资20.1万欧元，十五年期承诺的每兆瓦预留容量需投资43.1万欧元。这些数字表明，这是一项资本密集型的​​长期支持计划，其成本远远超出燃料采购本身。.

以下概述总结了容量市场的关键方面：

可再生能源作为价格驱动因素的论述

联邦经济事务部长在公开场合反复强调，她总是含蓄地将可再生能源视为电力市场的成本因素和价格驱动因素，而对化石燃料危机对能源价格的影响却鲜有提及。然而，许多专家认为，逐步淘汰化石燃料燃烧是一个契机，可以降低未来地缘政治和市场价格冲击带来的依赖。值得注意的是，在采访中，她将继续推进天然气和燃油供暖系统的合法化列为她任期内的一项成就，这凸显了该部的基本能源政策方向。.

与此同时，一项与之截然相反的法律法规已经存在：《太阳能峰值法案》（Solar Peak Act）自2025年2月起生效，该法案规定，当电价为负时，光伏系统弃电量的补偿将终止。一方面，任何人剥夺可再生能源本已缩减的补偿机制；另一方面，却计划为化石燃料储备电厂制定一套全面且高额补贴的容量机制，仅仅为了提供电力就支付费用。这种做法实际上是对两种类似的市场现象采用不同的标准。能源政策监管的这种不对称性引发了一个问题：德国能源体系中究竟采用哪些标准来判定补贴资格？.

国际案例揭示了成本和市场置换的哪些方面

对官方说法的一个关键反驳论点来自国际比较。在加利福尼亚州和西班牙，我们已经可以看到，可再生能源与电池储能的结合正日益取代燃气发电厂，因为在许多运行情况下，这种组合更具成本效益。这种市场动态与“进口天然气价格低廉是降低电价的决定性因素”这一基本假设相悖。相反，国际经验表明，加速推广太阳能、风能和储能技术才是更有效、从长远来看更具成本效益的方法。.

就德国而言，弗劳恩霍夫太阳能系统研究所（Fraunhofer ISE）提供了详尽的科学依据。在2026年6月发表的一项关于2045年前德国能源系统成本最优转型的研究中，作者计算了能源系统需要具备怎样的形态才能同时保障持续的能源供应安全、高度的抗干扰能力以及透明且易于理解的成本。在该模型中，备用容量并非主要由新建燃气发电厂承担，而是由沼气发电厂、热电联产（CHP）以及各种储能技术的组合构成，这些技术共同支撑剩余负荷的覆盖。对弗劳恩霍夫这项研究的分析简明扼要地总结了其核心信息：能源转型过程中的系统变革在技术和经济上已经可行；唯一关键的因素是实施变革的政治意愿。.

电厂战略作为一项长期政治计划

目前的招标流程历史远早于部长最近的采访。早在卡特琳娜·赖歇就任部长之前，德国政府就已采纳了一项所谓的“电厂战略”的关键要点，旨在激励建设新型氢能燃气电厂和其他可调度发电技术。最初，该计划拟招标建设10吉瓦的新增可调度发电容量，并辅以额外激励措施，鼓励到2040年实现2吉瓦和到2043年分别转向氢能发电2吉瓦。所有根据该战略建设的电厂都必须遵守一项具有约束力的期限：最迟到2045年，它们必须完全脱碳，即以气候中和的方式运行。.

该项目在实际执行过程中一再延期。部长最初希望在2025年启动首轮招标，但她所属的基民盟/基社盟内部的政策专家认为这不切实际，而是将目标定在2026年第一季度或上半年。联邦网络管理局则指出，从相关立法通过到实际启动首轮招标，可能需要数月时间。直到2026年1月，才与欧盟委员会就该项目符合国家援助规则达成原则性协议，尽管当时正式的国家援助程序尚未完成。只有新建的燃气发电厂才有资格参与首轮招标；现有电厂不能参加此次招标。燃煤电厂是唯一被明确排除在外的电厂类型，而此次招标在形式上是技术中立的。.

值得注意的是，新建电厂的区域分布也颇具代表性。三分之一的电厂将建在德国北部（电网技术意义上的北部地区），而三分之二则计划建在德国南部，南部地区将获得所谓的“电网奖励”作为引导机制。这种对德国南部地区的重点布局可能与以下事实有关：北莱茵-威斯特法伦州和其他德国西部各州预计将在2030年代逐步淘汰现有的燃煤电厂，届时将有足够的新增峰值负荷容量可用。.

框架作为一种政治策略及其局限性

联邦经济事务部长的沟通策略揭示了一种反复出现的模式：她将自己塑造成首位推动可再生能源市场一体化的官员，却在公开场合几乎完全忽略了诸如《太阳能峰值法案》等现有法规。包括顶级农业媒体（Top Agrar）编辑团队在内的批评人士已在其报道中明确指出，通过降低天然气价格来缓解电价的说法具有误导性。此外，能源公司Uniper在采访后不久签订的长期天然气供应合同，其部分理由似乎主要服务于商业和地缘政治对冲利益，而非基于透明的、以消费者为导向的定价模式。.

然而，对部长论点的决定性方法论异议并非在于其政治动机，而在于相关电厂的简单经济结构。一座85%的时间都处于闲置状态，且其补偿主要基于固定可用性溢价的电厂，很难通过降低燃料采购价格来提高盈利能力，因为燃料在整体计算中仅扮演次要角色。与卡塔尔或加拿大等供应国签订长期天然气合同，出于供应安全和地缘政治多元化的考虑，或许是明智之举。然而，作为未来几年德国家庭电费显著降低的论据，这种理由并不符合计划容量市场固有的经济逻辑。.

这对德国关于可负担能源的辩论意味着什么？

这项分析引出的真正问题并非德国未来几年是否需要新增可调度电厂容量，而是哪种技术能够以最具成本效益的方式承担这一备用电源角色。弗劳恩霍夫太阳能系统研究所（Fraunhofer ISE）的研究表明，在成本优化的整体系统中，沼气、热电联产（CHP）以及各种储能方式的组合，其作用可能远超目前政治上对新建燃气电厂的关注。对于投资者、电网运营商以及最终的私人消费者而言，透明且技术中立的成本效益分析，比主要依赖天然气价格来解释未来电价走势的公共宣传更有帮助。.

在容量市场于2032年及以后全面投入运营之前，建设这些新增备用容量的成本将逐步转嫁到消费者的电费账单上。鉴于上述成本结构主要由固定供应成本构成且运行时间较短，天然气采购价格的下降能否以及在多大程度上真正缓解这一问题仍存疑。因此，任何希望对未来电价做出可靠预测的人，都应该减少对个别访谈内容的关注，而更多地关注招标条件的实际设计、容量溢价水平以及可再生能源、储能和热电联产等更具成本效益的替代方案并入系统的速度。.