伦敦证券交易所集团（LSEG）最新数据显示，受太阳能发电量预计大幅下降影响，德国场外交易周一基荷电力价格报收每兆瓦时152.50欧元，较上周五交割的收盘价上涨12.9%，创下近两周以来最大单日涨幅。这一价格波动引发市场对德国能源转型期电力供应稳定性的新一轮讨论。

光伏出力骤减成推手

据LSEG分析师团队解读，此次电价跳涨的核心驱动力来自德国本土太阳能发电出力预期的显著回落。根据气象模型预测，周一德国大部分地区将迎来大范围云层覆盖及弱降水天气，导致光伏电站有效日照时长较上周五减少约40%至55%。LSEG可再生能源预测数据显示，周一德国太阳能总发电量预计仅为8.2吉瓦，较上周五的14.6吉瓦下降近44%，创下近三个月以来单日最大跌幅。

“德国电力系统对光伏出力的依赖程度逐年加深，当天气因素导致光伏发电出现缺口时，现货市场需迅速调用天然气、硬煤等传统调峰电源来填补供需失衡。”柏林工业大学能源经济学教授克劳斯·迈尔在接受采访时表示，“这部分边际成本更高的电源直接推高了整体清算价格。”

基荷电价波动凸显市场脆弱性

此次价格上涨并非孤立事件。进入2025年以来，德国基荷电价已多次因可再生能源出力波动而大幅震荡。1月初，受持续无风天气影响，风电出力骤降70%，曾导致日内电价一度飙升至每兆瓦时210欧元。本次电价重新站上150欧元关口，再次表明在能源转型过程中，高比例可再生能源并网带来的“间歇性”挑战尚未得到根本解决。

德国电力交易所数据显示，周一早盘价格在开盘后一小时内即突破150欧元，午间随着光伏出力达到峰值而短暂回落至138欧元，但下午时段因太阳能出力快速衰减以及用电晚高峰临近，价格再度攀升，最终收于152.50欧元。整体波动幅度达16.7%，反映出市场对短期供需变化的敏感度正在提高。

库存与进口平抑效果有限

通常情况下，德国电力系统可通过增加燃气发电出力及从法国、北欧等邻国进口电力来应对光伏缺口。然而本周一的情况较为特殊：一方面，北欧地区同期出现寒潮天气，采暖用电需求增加导致跨国输电余量收窄；另一方面，德国本土天然气库存虽处于冬季高位，但近期气价受亚洲液化天然气需求增长影响出现小幅上扬，边际发电成本有所抬升。

德国联邦网络管理局发言人表示，目前电网运行整体保持稳定，并未触发应急调控机制，但已提示市场参与主体关注未来48小时天气预报，以防范反复出现的价格剧烈波动对中小型用电企业造成的成本冲击。

展望：电价高企或将常态化？

LSEG电力市场研究团队在其最新周报中指出，随着德国持续推进淘汰煤电进程（目前煤电装机容量已较2020年下降约35%），其电力系统对天气条件的敏感性正在进一步增强。在春季过渡期——即采暖季结束而光伏尚未进入全年出力高峰的“空窗期”——出现类似本周一的电价脉冲式上涨概率正在上升。

德国可再生能源协会（BEE）则呼吁加快电池储能、氢能等长时储能设施的建设进程。“当前德国已部署的电池储能容量约为15吉瓦，但多数为短时（1至2小时）储能，尚不足以覆盖光伏出力全天候的大幅波动。”该协会技术委员会主任约亨·斯坦格认为，若储能部署不能在未来18个月内翻倍，类似的电价跳涨事件将愈发频繁。

截至发稿时，周二早盘德国场外电力期货报价小幅回落至每兆瓦时148欧元，市场仍在密切关注欧洲气象中心发布的下一轮天气预测数据。业内人士预计，在真正的春季光伏高发期（4月下旬至5月）到来之前，德国电力市场仍将维持“高波动、高敏感”的运行态势。