近日，德国联邦统计局 2025 年 3 月公布的数据显示，受能源结构调整及工业需求疲软影响，2024 年德国总发电量降至 4315 亿千瓦时，较上年减少 3.6%。这一变化背后，既是可再生能源加速替代传统能源的必然结果，也折射出欧洲工业经济转型期的深层挑战。

可再生能源占比首近六成，传统能源持续退坡

尽管总发电量下滑，德国可再生能源发电仍保持增长态势，全年占比达 59.4%，创历史新高。其中，风电继续担纲主力，占比 31.5%；光伏发电量同比激增 10.4% 至 595 亿千瓦时，占比 13.8%，成为增长最快的电源类型；水力发电亦同比增长 10.3%，显示出清洁能源的多元发展趋势。

与之形成鲜明对比的是传统化石能源的加速退出。以煤炭、天然气为主的化石能源发电量同比下降 11% 至 1751 亿千瓦时，占比降至 40.6%。其中，煤炭发电量同比锐减 16% 至 972 亿千瓦时，占比 22.5%，创历史新低，标志着德国 “去煤化” 进程进入关键阶段；天然气发电虽因进口结构优化（美国液化天然气占比 91%）实现 4.6% 的小幅增长，但整体仍难改传统能源边缘化的趋势。

需求收缩与跨境电力互补成重要变量

总发电量下降的另一关键因素是国内电力需求的结构性调整。受制造业产能转移及能效提升影响，德国 2024 年工业用电量同比减少约 5%，叠加暖冬气候降低居民取暖需求，国内电力消费总量出现近十年罕见的负增长。与此同时，德国通过欧洲电网加强电力跨境调节 —— 全年净进口电量同比增加 12%，相当于弥补了本土发电量缺口的 18%，凸显其在欧洲能源互联中的枢纽作用。

能源转型阵痛：波动性与成本压力并存

风光发电占比超 45% 的电力结构，使德国电网面临显著的季节性波动。2024 年冬季，受低风速影响，12 月风电出力同比减少 13%，倒逼化石能源短期补位，导致当月电价飙升至年内峰值 936 欧元 / 兆瓦时。尽管全年平均现货电价维持在 78.7 欧元 / 兆瓦时（约合 0.6 元 / 度），但电网调节成本的攀升，仍对工业竞争力构成压力 —— 德国工业电价虽低于居民用电（大用户约 0.11 欧元 / 度），但较 2019 年仍上涨约 40%。

2030 目标下的路径选择

德国政府计划 2030 年可再生能源占比达 80%，2045 年实现气候中和。2024 年的发电数据显示，其正以 “退煤增绿” 的激进方式推进转型：年内新增光伏装机超 15 吉瓦，海上风电招标量创历史新高，但煤电装机退役速度（年减 11%）仍滞后于可再生能源消纳能力。未来，如何平衡能源安全与转型速度，破解冬季电力短缺与夏季负电价的周期性矛盾，仍是德国能源政策的核心挑战。

写在最后

2024 年德国发电量的 “减量提质”，既是能源转型的阶段性成果，也暴露了高比例可再生能源系统的脆弱性。随着欧盟碳关税推进及工业回流压力，德国需在加速风光基建的同时，完善储能、电网互联及灵活电源配置，方能在碳中和目标与经济竞争力间找到新平衡。