2025 年，德国可再生能源在全国公共电网净发电量中的占比与上年持平，维持在。风电依旧是该国最大的净电力来源，而光伏发电量同比增长 21%，首次超越褐煤发电，跃居第二。

　　2025 年德国化石能源发电量占比陷入停滞，褐煤发电量的下降被天然气消费量的上升完全抵消。与此同时，电力结构中的进口电占比较上年有所回落。本分析的数据来源于弗劳恩霍夫太阳能研究所（Fraunhofer ISE）旗下的数据平台，该平台提供全欧洲范围的发电数据交互式图表。

　　尽管风电稳坐德国最大净电力来源的宝座，但受风力条件不佳影响，2025 年风电总发电量为 132 太瓦时（TWh），同比下降 3.2%。其中，陆上风电发电量约 106 太瓦时，海上风电发电量约 26.1 太瓦时。

　　2025 年德国新增陆上风电装机容量 4.5 吉瓦（GW），海上风电新增装机仅 0.29 吉瓦，风电装机扩张进度远未达到该国设定的目标。该国原本计划 2025 年风电装机容量达到 76.5 吉瓦，但实际装机量并未达标。

　　2025 年，德国光伏发电系统总发电量约 87 太瓦时，其中约 71 太瓦时输送至公共电网，自发自用电量高达 16.9 太瓦时，表现亮眼。相较于上年，光伏总发电量增加约 15 太瓦时，增幅达 21%，这一增长使其在公共电网净发电量中的占比攀升至第二位。

　　截至 2025 年底，德国光伏组件装机容量（直流侧）达 116.8 吉瓦，全年新增净装机容量约 16.2 吉瓦（直流侧），等效交流侧装机容量 14.3 吉瓦。不过，若要完成 2026 年的既定目标，今年光伏新增装机容量需提升至 22 吉瓦。

　　光伏发电量的大幅增长并非德国独有的趋势，而是席卷整个欧盟的浪潮。2025 年，欧盟国家光伏发电总量达到 275 太瓦时，首次超过褐煤与硬煤发电的总和（243 太瓦时）。过去十年间，欧盟光伏发电量增长至原来的三倍，而煤电发电量则锐减 60%。

　　2025 年，德国生物质能发电量约 41.1 太瓦时（2024 年为 37 太瓦时），其中 36 太瓦时并入电网，5.1 太瓦时为自发自用。水力发电量则有所下滑，仅为 17.8 太瓦时（2024 年为 22.3 太瓦时）。这一变化与降水量密切相关：2025 年德国降水量为 655 升 / 平方米，较 2024 年（902 升 / 平方米）减少 27%，也比 1961-1990 年基准期的平均降水量（789 升 / 平方米）低 17%。

　　2025 年，德国太阳能、风能、水能、生物质能和地热能等可再生能源总发电量约 278 太瓦时，其中 256 太瓦时输送至公共电网，22 太瓦时为自发自用。相较于上年，可再生能源总发电量增加 6 太瓦时，但仍远未达到 2025 年 346 太瓦时的净发电量目标。

　　未达标的核心原因在于陆上和海上风电装机扩张不力：受满负荷利用小时数差异的影响，陆上风电装机缺口对发电量的影响，约为海上风电装机缺口的两倍，而海上风电装机缺口的影响本身又约为基准水平的 3.5 倍。此外，光伏发电高自发自用率，以及越来越多光伏系统采用东西向等非最优朝向设计 —— 这类设计虽提升了电网兼容性，却降低了单位装机发电量，也拖累了可再生能源并网发电量目标的达成。

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　　电池储能系统在 2025 年迎来爆发式发展。当前日内电价波动剧烈，使得电池储能成为极具吸引力的投资选择；同时，交通领域规模化生产带来的电池价格大幅下跌，进一步助推了储能投资热潮。在此背景下，大型电池储能系统的电网接入需求持续攀升。已有多个大型储能项目投入运营，据市场主数据登记册显示，还有总容量 11.5 吉瓦时的项目已规划并网时间。

　　2025 年全年，德国大型电池储能系统装机容量从 2.3 吉瓦时增至 3.7 吉瓦时，增幅达 60%。目前德国电池储能总装机容量接近 25 吉瓦时，其中近 20 吉瓦时为户用储能系统。弗劳恩霍夫太阳能研究所的模型预测，到 2030 年，德国电池储能需求将达到 100-170 吉瓦时。

　　弗劳恩霍夫太阳能研究所Energy Charts项目负责人莱昂哈德・甘地（Leonhard Gandhi）表示：“大型电池储能的规模化发展，正从根本上重塑德国电力系统的运行模式。目前，储能系统在提供短期灵活性方面的作用已初步显现，但对备用电源等领域产生的系统性影响，现阶段仍只能做出估算。这些发展趋势要求，在能源装机扩张规划、电力系统规划和电力市场设计中，必须将电池储能明确纳入考量范围。”

　　2025 年，德国褐煤发电厂净发电量减少 3.9 太瓦时，降至 67.2 太瓦时，褐煤总发电量回落至 1961 年的水平。用于公共电力消费的硬煤发电厂净发电量小幅增长，从 2024 年的 24.3 太瓦时增至 26.7 太瓦时；硬煤总发电量同比增加 3.7 太瓦时。

　　初步测算显示，2025 年德国所有电力生产环节的二氧化碳排放量约为 1.6 亿吨，与 2024 年持平，较数据统计起始的 1990 年下降 58%。其中，煤电相关排放量同比上升 4%，但较 1990 年仍减少 69%。

　　2025 年，德国进口电力 76.2 太瓦时，出口电力 54.3 太瓦时，电力净进口量约 21.9 太瓦时，较 2024 年减少 6.4 太瓦时。进口量下降的原因在于，天然气价格走低，同时德国及邻国电力交易价格上涨，推动国内天然气发电量增加。

　　德国电力进口主要来源国为丹麦（12.4 太瓦时）、法国（11.2 太瓦时）、荷兰（8.4 太瓦时）和挪威（7 太瓦时）；电力出口主要流向奥地利（12.2 太瓦时）、捷克（4.2 太瓦时）、卢森堡（3.5 太瓦时）和波兰（3.4 太瓦时）。

　　2025 年，德国公共电网负荷量为 466 太瓦时，较 2024 年减少约 3.5 太瓦时。该数据涵盖电网用电负荷及电网损耗，但不包括抽水蓄能电站用电、常规发电厂厂用电和光伏系统自发自用电量。若计入光伏自发自用电量（16.9 太瓦时）和工业自备天然气发电厂发电量（26 太瓦时），2025 年德国电力总负荷量达 495 太瓦时。

　　2025 年，德国电力市场加权平均日前交易电价为 86.55 欧元 / 兆瓦时（折合 8.65 欧分 / 千瓦时），较 2024 年（78.01 欧元 / 兆瓦时）上涨约 10.9%；加权平均日内分时电价为 89.38 欧元 / 兆瓦时（折合 8.94 欧分 / 千瓦时），而 2024 年该电价为 82.25 欧元 / 兆瓦时。