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发布：2026-06-14 22:31:08 · 事件：2026-06-14 22:31:08

全文1018 字，阅读大约需要 2 分钟 未经许可严禁以任何形式转载 南方能源观察 微信号：energyobserver 欢迎投稿，投稿邮箱： eomagazine@126.com 蔡译萱 近期，挪威能源咨询机构THEMA在针对德国新建燃气电厂收益的研究中透露，到2035年前后，德国新建燃气机组的平均收入可能显著低于其投资与运营成本。其测算显示，燃气电厂每年的综合成本为10万—15万欧元/兆瓦，而市场化收益可能仅约3万欧元/兆瓦。 这一结果本质上是欧洲电力市场正在经历的一次结构性重估。

光伏电力系统能源金融风电贸易燃气输配

全文1018 字，阅读大约需要 2 分钟 未经许可严禁以任何形式转载 南方能源观察 微信号：energyobserver 欢迎投稿，投稿邮箱： eomagazine@126.com 蔡译萱 近期，挪威能源咨询机构THEMA在针对德国新建燃气电厂收益的研究中透露，到2035年前后，德国新建燃气机组的平均收入可能显著低于其投资与运营成本。其测算显示，燃气电厂每年的综合成本为10万—15万欧元/兆瓦，而市场化收益可能仅约3万欧元/兆瓦。 这一结果本质上是欧洲电力市场正在经历的一次结构性重估。 过去几十年，燃气电厂一直被视为电力系统中的高价值资产。在负荷高峰或电力紧缺时，它们依靠快速启停能力获取高电价，通过少数尖峰时段的高收益覆盖全年成本。这一商业逻辑，在传统电力系统中长期成立。 但新能源正在改写这一规则。 随着风电、光伏占比持续提升，电价形成机制发生变化。可再生能源在大部分时段压低批发电价，燃气电厂真正的盈利空间，被压缩到“低风低光”等极端天气窗口。 THEMA的测算显示，在45个气象年度样本中，仅有2—3年会出现足够显著的电力紧缺，使新建燃气电厂实现可观盈利。换句话说，这类资产越来越呈现出极端年份依赖型特征，即多数年份低利用率，少数年份决定收益。 而这一空间还在被不断挤压。大规模电池储能、需求响应与跨区互联正在进入系统，逐步替代传统燃机的调峰与容量功能。燃气电厂不仅运行小时数下降，其“稀缺性溢价”也在被重新定价。 THEMA的研究还提到，每新增1吉瓦燃气发电，行业整体净收益将下降2%—18%；而每增加1吉瓦电池储能，也会使燃机收益再下降1%—5%。不同的灵活性资源也在直接竞争同一块容量价值。 围绕是否继续大规模建设燃气电厂，德国国内分歧也在加深。 支持者认为，在核电退出、煤电逐步关停后，燃气电厂仍是当前唯一能够快速提供系统支撑的现实选项。但反对声音则表示，这一路径可能带来高成本锁定。燃料与碳价不确定性叠加储能快速下降的成本曲线，使燃机在尚未收回投资前，就可能面临利用率持续下滑。 这也是缺失收益（Missing Money）讨论的核心所在。市场需要这些电源，但价格机制未必能为其提供足够稳定的回报。 因此，德国正在推进的电厂战略（Kraftwerksstrategie）本质上已经超越了单纯的电源建设问题，而是在重新定义一个更根本的问题：在新能源系统中，可靠性到底该如何定价？ 如果未来电池储能持续扩张、长时储能逐步成熟、需求响应进一步增强，燃气电厂目前所具有的“不可替代性”，是否仍然成立？ 这也意味着，德国关于燃气电厂争论的重点已不只是要不要建，更多的是未来电力系统价值应如何分配。 在新能源时代，真正稀缺的不再只是电量，而是系统灵活性与极端条件下的可靠供给能力。而这些价值如何定价、由谁买单，正在成为全球电力市场共同面对的难题。 编辑 何诺书 审核 姜黎