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德国电价在整个欧洲处于较高水平，并且电价逐年走高。销售电价构成主要分为四个部分：一是采购和营销费，二是对新能源的补贴电价，三是各种税费，四是各种需要支付的费用。如果进一步划分，包括发电成本、输电费、配电费、计量费、用电曲线附加费、电力税、用电折扣优惠以及增值税等。随着核电逐步被淘汰，二氧化碳排污许可费、电力交易平衡费的征收、关停核电后新建其他相对发电成本较高的电厂来加以替代，造成电价上升（如图5.5 所示）。
图5.5 2006 ～ 2010 年德国的电价走势图
新能源补贴电价：在德国主要用于鼓励可再生能源，例如风电、生物质发电、水电、地热发电、太阳能光伏发电等。这种收费机制是用来加快对可再生能源技术进行研发的，根据采用的每种技术的发电成本而不同，风电的补贴电价相对较低，而光伏、潮汐能发电的补偿就相对较高。例如，2012 年 2 月对超过 50 兆瓦水电的补偿费用为的 3.4 瑞士分/千瓦时，对容量超过 30 千瓦的屋顶太阳能的补偿费用为24.43 瑞士分/千瓦时。
德国消费者和电力生产者（例如在电力批发市场）的价格在近期经历了一个不同的发展情况。居民用电价格在 1991～ 1998 年是下降的。从 1998 年之后，居民用电价格开始上升。2010 年上半年居民用电的平均价格为 23.75 欧分/千瓦时（虚价，包括增值税）。其间，工业电价很低，工业电价直到 2000 年都是逐年下降的。德国的电价水平整体较大幅度高于欧洲平均水平，尤其是居民用电价格。德国 1991～2010 年消费者电价如图5.6 所示。
图5.6 德国 1991 ～ 2010 年消费者电价
分析其原因，主要是由于一些规章性收费占据了消费者用电价格的很大份额。2010 年，居民用电价格中约 40 %属于电力税、增值税、特许经营费，以及按照《可再生电力电源法案》和《热电联产机组法案》收取的费用。2010 年，可再生能源分摊的费用为 2.05 欧分/千瓦时，占据整个电价的 8.8 %。可再生电源补偿分摊费在 2011年上升至 3.53 欧分/千瓦时，占据了居民用电价格 14 %的份额，包括增值税在内，这个分摊大约为 4.2 欧分/千瓦时，约为居民电价的 1/6 。这上升的 1.5 欧分包括 2010年追溯增加的 0.29 欧分（包括增值税）。
相反，发电商价格不包含前述的规则性收费和税，以及网络费用和结算费用。电力批发交易在电力交易所的成交量大幅度上升（现货市场以及期货市场）。日前平均现货市场价格在一些时间内大幅度波动。短期交易价格取决于市场供需状况以及风电、太阳能的发电量。其价格长期以 15 分钟为单位时间大幅度波动。这种波动主要是源于燃料价格和二氧化碳的排放许可成本变化。在过去 5 年之间，现货市场平均价格在 3 ～ 7 欧分/千瓦时之间波动。2010 年平均电价达到 4.4 欧分/千瓦时。2010 年批发市场的电价是居民用电价格的 19 %。2010 年德国家庭电价构成如图5.7 所示。
注： concession charge特许权费； VAT增值税； electricity tax电力税； accounting 、 metering、 grid control结算、计量、电网调度费； ner grid tariff电网净收费； procurement and marketing采购及营销费； KG千瓦热电联产电价分摊； EGG>新能源分摊
图5.7 2010 年德国家庭电价构成
近年来，德国消费者电价有很大幅度上升。部分原因是由于可再生能源的迅猛发展。《德国可再生电力电源法案》要求对可再生电源的分摊以及相关的增值税几乎占据了居民用电费用的 1/6 。但是，可再生能源的增长带来了电力批发市场价格的下降。政策制定者认为如果是竞争性的市场中的话，两因素品迭后对消费者的净负担整体来说应该是下降的。按照德国经济研究所的计算模型，在不考虑燃料价格以及二氧化碳排放成本上升因素，通货膨胀调整后的批发市场电价从 2010年到 2020 年预期将仅上升 11 %，达到 0.49 欧元/千瓦时。在未来预期没有更大规模的可再生能源投产的情况下，预期价格可能上升 20 %。虽然可再生能源电量在2020 年预期将翻一倍，但是对消费者而言产生的影响只有 0.364 欧元/千瓦时。也就是说，比现在的价格有轻微的上调。导致电价轻微上升的原因是对新建可再生能源的补贴是一年一年递减的。另外，这种补贴随着通货膨胀而被稀释。数学模型表明立法者应该注意对光伏发电的过度投资。正是由于光伏电源的造价大幅度下降，因此对其的补贴才能加速下降。经过一长段时间，整个补贴的水平会有所下降。
此外，德国未执行丰枯季节电价和丰谷时段电价。
2000～ 2010 年每季度德国EPEX电力现货市场均价如图5.8 所示，2012 年德国居民终端用户价格如图5.9 所示。
图5.8 2000~2010年每季度德国EPEX电力现货市场均价
图5.9 2012 年德国居民终端用户价格
按照德国现行法律，只有居民、农业和小经济性质用户（即电力套餐用户Tariff customers）电价是需要联邦各州的价格监督检查机构在 1989 年 12 月 18 日生效的《联邦电费法规》的要求下进行审批的。这些价格收费标准必须事前获得价格监管机构的许可，保护用户免受过高电价，确保售电机构有合理的利润，并通过这部分售电侧响应来达到保护环境和生态资源的目的。
为保证终端消费者的安全供电，德国法律要求售电商向区域内终端消费者为其低电压电力销售产品和电网接入提供出版的《一般条款及细则》《一般收费明细》，并按照这些条款和明细提供服务，前提是售电商认为这些电力接入在经济上是可行的（如果售电商认为不可行，这需要售电商承担举证义务）。如果证明确实有合理的理由，针对不同城市不同地区的收费可以差异化，但是这种价格歧视不得导致所有消费者价格提高，同时对所有客户的价格差异是适当的。但是，自愿选择第三方接入供应的用户不能享受上述保障权利。
非电力套餐客户即双边交易的客户，其用电条款和价格完全是因人而异的，由双方自由达成。
居民用电价格由一个固定的基础收费，以及与实际消费电能相关的电度电费构成。关于电网接入费用的有关细则由 2005 年联邦管网署颁布的相关条例以及由当期物价部门制定的收费细则进行界定。这些价格均必须遵守竞争法的相关要求，《限制竞争法案》引入了在 2012 年之前对能源行业严格的价格监控。消费者虽然不能随意就其居民用电价格与电力商进行谈判，但可以更换不同的售电商。居民可以在网络上查询不同的售电商提供的电力价格套餐。关于电能量电价部分，其价格根据用电量的升高而降低，即反向的阶梯电价。对于居民消费者而言，接入系统费用高于电能产品本身。典型的家庭电力花费的 80 %以上是用于电网接入费和优先级能源和税收，例如电网运营商为配电线路收取特许权交易征费、新增增值税和生态税，2013年平均价格为 0.26527 欧元/千瓦时。
电价构成：包括电量电价、容量电价和结算电价。电量电价是按每销售 1 千瓦时电计算。结算电价是将管理和计量费用计算在内。容量电价是提供电功率的费用，按照电价表中规定的每一时段客户最大用电量确定，按照电价表中规定的每一时段客户最大用电量确定。
用户分类：当居民用电未超过 10000 千瓦时执行目录电价，超过时可以与供电方议价。
用户选择：由于引入了直接竞争（放开的市场），消费者可以在所在地电力公司和其他竞争公司之间进行选择。尽管用户具有 100 %的选择权，但自 1998 年以来，相比英国的 30 %，德国只有 2 %～ 3 %的家庭更换供电方，主要是由于对供电商而言，家庭用户年用电量少，其优先级是靠后的，当地配电商对更换客户没有动力，所以往往办事拖拉，居民用户需要花费 4～5 个月的时间来申报更换供应商的手续；其次，对于当地的配电商而言，居民更换输电商需要重新交纳用于所谓处理数据的入网费。
德国工业电价相互偏差极大，2013 年包含所有附加及电力税在内的平均电价为0.11567 欧元/千瓦时，采用中压供电。如果消费者年度用电量达到 10 吉千瓦时并且其年度在网时间超过 7500 小时的话（也就是说其用电量大而且稳定），《电网接入费用条例Strom-NEV》允许这类用户相对于普通的电网接入费用有高达 50 %的接入费用折扣。
德国上网电价通常采用双边交易、交易所交易形成。德国发电侧不承担输配电价。2009 年德国的批发市场的电价平均为 68.80 欧元/兆瓦时，2010 年为 52.60 欧元/兆瓦时。
燃料价格和污染物排污许可费的下降反映在德国电价上。2009 年一季度欧洲能源交易所EEX现货市场，其基础负荷合同交易电价平均为 47 欧元/兆瓦时，而尖峰负荷电力合同平均价格为 61 欧元/兆瓦时，相比 2008 年同期分别下降 16 %和15 %。德国的远期电力交易价格也同步下降。2009 年销售 2010 年的一年期远期合同交易平均价格中，基础负荷价格达到 49 欧元/兆瓦时，尖峰负荷价格达到 72 欧元/兆瓦时。
德国批发市场电力现货价格走势如图5.10 所示，德国一年期远期电力交易价格走势如图5.11 所示。
图5.10 德国批发市场电力现货价格走势（单位：欧元/兆瓦时）
图5.11 德国一年期远期电力交易价格走势（单位：欧元/兆瓦时）
按照《输电费率协定》，德国的输电费率根据各州经济部的费率局所规定的“总括成本算定总则”进行计算，具体包括以下三个部分：系统利用率、变电设备利用率、辅助服务费。
各项年间费用作为实际输电服务的费率算出的基础，由电网运营商给出具体计算，然后将年间费用除以年间最大电力所得出的“同时率”加以修正。
1.系统利用费率
按照电压等级来决定系统的年间利用费率。这个费率又分为输电系统利用费率和配电系统利用费率。
（1）输电系统利用费率。
由与输电距离无关的设备利用费率（邮票法）和与距离成比例的费率构成。设备利用费率按照将输电线相关的年间费用除以最大电力求得。而距离比例费率则按照对于超过 100 公里的输电以 0.125 德国马克/（千瓦·公里·安）的输电费率计算。进一步讲只对以下两种情况征费：一是电力供应点或受电供应点直接使用输电系统（380/220 千伏），二是配电系统的输电距离超过一定的边界值时。
（2）配电系统利用费率。
按照电压等级分别确定。具体地讲，即按照高压、中压和低压三个等级，将产生的成本所分配的现存系统的年间费用处于所属电压等级的最大电力而确定。这种费率由电网运营商自己算定。
2.变电设备利用费率
按照在计算系统利用费率时采用的电压等级区分，各个变电电压等级的年间平均费用为基准确定，以适当的方式予以公布。
3.辅助服务费率
辅助服务费率以频率控制服务、电压控制服务、系统复旧服务和管理费用等费用为对象。这些费率按照其服务发生的地点，向发电方或者售电方征收。另外，公布各电压等级等价的平均输电耗损，按照系统运行着的平均电力购入费为基准对这种平均输电损耗进行补偿。对于电力系统者，也可以以追加相当于网损部分的发电，来代替上交网损费用。
1999 年时德国被划分为两个电力交易区域。北方区域包括五个输电网络营运商（VEAG， Preussen Elektra Netz GmbH和Company KG， VEW EnergieAG， HEW，以及d Bewag AG）。而南方区域仍然保持垂直一体化供电商组成（EnBW、Transportnetze AG、 RWE Energie AG、 Bayernwerk Netz GmbH） 。每一个输电网络运营商在其营业区以内都有一种输电费用称为输电网络使用费（GUC），用于对输电网络的接入和使用。 GUC不仅包含传输电能所需要的成本，也包括辅助服务和线损。每一个营业区域的GUC主要取决于整个输电网络的费用以及所接入的电压等级，而与供应商与接入点之间的距离无关，即邮票法或者是节点电价。原则上，将电网运营年度费用除以电网的尖峰负荷就得出了每年每千瓦的GUC （单位：千瓦年），然后再乘以具体的消费数据就能够得到消费者需要支付的输电费用。为了方便潜在客户，并考虑到德国电网是由几百家电力企业拥有的，因此，每家电网运营商都出版公告其每个电压等级的、每一个开关设备的每年/千瓦时的GUC费用。不仅如此，鉴于主电网的运营成本主要是由传输给次级电网的电能所产生的，因此，相关的费用也就从高电压等级的电网传递到低电压等级的电网。这种计算消费者总的GUC的费用传递程序需要三个参数：消费者接入电网的电压等级或者开关设备，消费者年度最高负荷，消费者年度在网时间，这其中在网时间是通过将消费者年度电能消费量除以其最高负荷算出来的。不是所有的传输费用都向下一级电网传递，其中未传递部分由直接使用本等级电网或者开关设备的消费者承担。
与此同时，对于边界交易实行一种称之为传输费用的额外收费，这种费用无论是在两个供电营业区域之间，或者某个营业区域与欧盟相邻其他国家之间的电能交换时都会产生，在联络线上每 15 分钟计量一次。将电力输入营业区的电力输入商，必须向拥有该区域输电网络并为当地用户服务的垂直一体化运营商支付传输费用。
除了支付输电费用GUC之外，消费者还需要向电网运营商支付计量和结算等相关费用。如果消费者申请接入当地电网，或者现有电网进行扩建，电网运供应商也会向消费者全额征收相关费用。最后，在其中存在一些最低资费。在某些特定情况下，电网运营商甚至会拒绝其他方接入其电网。
1.用户费用
在德国，无论是 400～ 380 千伏等级还是 220～ 150 千伏等级的用户费，都是 6.72欧元/兆瓦时。
不含联合循环发电机组，德国输电电价加权平均为：基础设施费用 3.05 欧元/兆瓦时，其他监管费用 0.5 欧元/兆瓦时，线损 0.75 欧元/兆瓦时，系统服务费 2.42欧元/兆瓦时。
2.与输电网络运营商活动有关的费用
包括基础设施费（本金及运行费用）、线损、系统服务费、网络拥堵费等在内，合计为 6.2 欧元/兆瓦时。
其他与输电网络运营商活动没有直接关联的费用（标准成本、公益事业捐赠、新能源及其他）合计大约 0.5 欧元/兆瓦时。这其中包括：按照《德国热电联产推进法案修订案》收取的额外费用（这项费用至少 0.25 欧元/兆瓦时，在所有运营时间内无论什么电压等级都要进行收取）；按照《德国电网收费监管条例》收取的额外费用（这项费用至少 0.25 欧元/兆瓦时，在所有运营时间内无论什么电压等级都要进行收取）。
德国的输电费用加权平均为 2009 年 8.02 欧元/兆瓦时，2010 年 6.31 欧元/兆瓦时，2011 年 6.16 欧元/兆瓦时，2012 年 6.22 欧元/兆瓦时。
3.其他特殊收费的规定
（1）月度价格。
对比事前的购电合同，对临时有高电量需求、临时用电量有明显下降或者甚至不用电的终端客户，将采用月度电价来替代原本合同约定的年度用电价格。
（2）单独定价。
对那些相对于整个电网的用电曲线而言，有不同时段尖端用电负荷的最终用户，需要单独定价。这种单独定价不能低于公众化价格的 20 %。
（3）电网费用豁免。
对于年用电量超过 10 吉瓦时并且用电时间超过 7000 小时的用电密集型用户（典型的例如工业用电客户），可以对电网费用进行豁免。当然，这类用户与电网营运商之间的合同需要事前得到监管部门的许可。