2019年12月20日，德国联邦电网署（BNetzA）通过了《2019—2030年电网发展计划》（下文简称《计划》），基于2030年将可再生能源发电提高到65%的目标，并考虑到德国逐步退煤建议新增了2038年的无煤情景。

目前，联邦议院已确认了74项新措施，包括新建近3600公里的输电线路。其中为了输送位于德国北部的海上和陆上风电，将在2030年前修建从石勒苏益荷尔斯泰因州到北威州的高压直流输电通道。

该《计划》也首次涵盖了海上传输线路的规划，并基于海上风电的开发计划，明确了必要的海上输电线路及其调试年限和陆上电网连接站点。为实现到2030年海上风电并网20吉瓦的目标，《计划》提出到2030年，将批准在北海和波罗的海增加8到9条传输线。

根据《计划》做出的情景模拟估算，到2030年，德国整体用电需求达104GW。其中，本地用电需求约82GW，线网损失约4GW，出口到欧洲其他地区电量达18GW。以预估的装机容量和电力负荷对比来看，2030年德国风电总装机74GW，预计62GW将并网（即装机容量的85%）。光伏总装机66GW，其中并网8GW（约装机容量的10%，其余多为分布式光伏项目），火电装机仅22GW。

除新能源装机容量比例提升外，风光资源与负荷呈逆向分布。从区域看，风电大部分位于北部，本地消纳后，仍有24GW富余。而南部为主要负荷区，加之外送到阿尔卑斯山和法国的电力，合计则有35GW的电力缺口。

BNetzA主席Jochen Homann在通告中称：“联邦电网需求计划中的所有规划项目都是十分必要的，能否及时实施这些项目对德国能源转型至关重要。”

这意味着只有扩建新的输送通道，才能将北方清洁的风电送往南部缺电的区域。虽然电网扩建在德国可以说是一波三折，屡屡遭到社区和环保人士反对，但在能源专家和政府监管部门看来，相比于其他替代方案，解决电网扩建的问题仍是实现德国高比例可再生能源发展的必经之路。

火电退役与气电盈利困局

对电网公司来说，风电光伏的高速发展必须有后备的电源作为依托。根据发、用电量，这些灵活机组必须在连续一个或多个小时的时间内快速启停，调整发电量。为保证电网的安全稳定，火电灵活性改造就是方法之一。

火电灵活性包括调峰能力、爬坡速度、启停时间等三个主要部分。仅从调峰能力来看，德国热电联产机组最小机组出力可以低至40%；其纯凝燃煤机组技术出力可以低至25%。

然而2018年底，德国已公布退煤路线图，规定到2022年将其现存的约43GW的煤电装机减少到30GW，2030年降至17GW，直至2038年煤电全部退出。因此短期内通过灵活的煤电机组调峰固然能缓解电网阻塞，但也并非长久之计。

另一常用的调峰电源——气电，情况似乎也不乐观。从技术上讲，燃气电厂非常适合应对波动的负荷。结合热电联产（CHP），天然气发电的效率高达95％。通常简单循环的燃气轮机发电机组也相较联合循环发电机组（CCPP）投资成本低很多。但现实中，燃气电厂的经济性并不高，经营前景也不明朗。

据德国经济与能源部电网扩建主管Schoǒpe介绍，目前德国的大多数燃气电厂还没有可行的盈利模式。在现货交易中，燃气发电的价格无法与光伏等可再生能源竞争，有时仅在需要电网出现临时波动时才被调用。电厂虽然会得到一定报酬，但基于市场规则，该报酬仅足以支付运营成本。

2015年，德国就有两台高效的燃气机组Irsching4和5因亏本经营申请关停。2010年投入使用的Irsching5装机容量为846MW，其发电效率达59.7％；Irsching4的装机容量为550MW，发电效率达60.4％，发电效率世界领先。

最初两年，电厂与BNetzA协商确定了合同，对批发市场和备用容量的收入进行了区分。但由于光伏等可再生能源显著降低了电力批发市场价格，抢占了大部分市场份额，低电价加之出力减少，在单一电量市场，燃气电厂每年只能运转几天，因此仅通过商业供电无法盈利。

RWE负责人Schmitz在2017年表示，在德国建立容量市场每年将耗资约20亿欧元，考虑到建立容量市场的花费高昂，且其发电容量已经超配的情况下，德国没有引入容量市场，但有调频备用市场。

而当合同到期时，两台机组只能通过商业供电来覆盖其所有成本。受德国《备用电厂条例》约束，电网运营商又禁止其设备停机。虽然有备用容量费，但该法令不承认新工厂产生的折旧费和资本成本，规定的费用甚至低于现行合同的薪酬。因此，根据该法令业主将被迫亏本经营。此外，对比光伏等可再生能源，燃气电厂也需要付一定的碳税。

近几年，包括RWE、Uniper、Statkraft在内的几家在德运营燃气电厂的公司，即使是其旗下最新最高效的机组，利润率也堪忧。长此以往，依靠燃气电厂作为电网备用容量恐怕难以为继。

储能的盈利瓶颈

除气电外，配套抽水蓄能电站也可以用来调峰调频。不过，这在德国似乎也不容易。

通常情况下，建造抽蓄电站土木工程量大，建设周期长，对用地与环境要求也较高，而德国在欧洲来说相对人口稠密，牵涉到征地和环境影响的大型工程更难在短期内获得通过。

当前德国电力系统中的抽水蓄能装机容量接近38GW，额定功率约为6.4GWh，平均效率值为70％。但抽蓄容量相对整体系统来说占比非常小，不能满足风电光伏的调节需求。德国四大电网公司之一Amprion的资产管理总监Kaendler告诉eo记者，即使满发，抽蓄电站的存储容量也只够用1个月，然而对风电等波动性电源来说，在风电不饱和的情况下，需要保证在至少4—6周的时间有备用机组能即时发电。因此，长期来看，由于水坝容量不足，并不能充分调节发用电需求。

“如果有规划或再建项目，则抽水蓄能电站的容量可以增加到约10GW。但在目前的市场机制下，新电厂很难实现经济运行，（抽蓄电站的）容量在未来可提升的空间很小。”上述人士表示。

目前，欧洲抽水蓄能电厂的盈利能力取决于基本负载功率（调频备用容量）和峰谷价差，但该利润并不足以保证电厂的盈利，抽蓄运营商面临财务困境。

2017年6月，瑞典电力公司Vattenfall宣布重组计划，投入6700万美元升级改造其在德国的抽蓄电站，并缩减运行规模，当时还计划在电站裁员60%，旨在扭亏为盈。他们认为，重组计划是保持大部分德国抽蓄电站长期运营的唯一机会。

类似的情况也发生在电储能，由于受到欧盟监管约束，电网运营商并不能从抽水蓄能和电储能项目的投资中获得固定回报。此外，2018年欧盟明确规定，输电网拥有者不能投资电储能设施，配电网拥有者考虑到系统安全因素，确无其他投资者时，才可以在歧视性监管下投资。

《清洁能源通讯》曾报道，欧洲经济研究中心（ZEW）的能源行业专家一致认为，当前欧盟的政治框架对促进储能的使用几乎没有任何作用。欧洲的电池革命亟需更多政策支持。德国储能行业协会的Gottke认为，储能项目目前的投资环境并不利于技术的发展。

因此，除非有了新的商业模式和价格，刺激电储能发展，否则它也难以满足德国大规模的可再生能源并网需求。

谁都不愿后院“起风”

对于分布式能源的支持者来说，将可再生能源与储能相结合，安装在靠近消费者的地方，可满足区域用能，这也能大大减少对新建长输项目的需求。

但是这对于农村社区来说可能是可行的，但是在较大的城市和工业化地区却不现实。

eo记者在德国走访时，有一个有趣的例子，多数能源专家曾拿“种土豆”作喻：发展分布式能源就像你在家里的园子里种土豆，这确实可以自给自足。但你种的土豆也总有产量过剩或短缺的时候，那你就需要去超市购买（从电网买电），或送给邻居（外输或卖给电网）。因此即使发展分布式电源，也需要依托大电网做调节。

而目前在德国，发展分布式也遇到了一些阻碍。应用生态研究所（ǒko-Institut）的首席作者Felix Matthes对区域电网的研究显示，高昂的储能成本和可再生能源的土地征用是分布式发展的瓶颈，“且不说德国南部风速较低，那些说我们不需要南北输电线的人可能也难以接受在南部新建陆上风电机组。”

根据其研究，德国南部和大都市区附近的陆上风电潜力是有限的。在这些地区，新建风电机组就像扩建电网一样，也遭到了公众的抵制。支持风电是一回事，在自己家门口树立百米高的风机，又是另一回事了。

过去两年，德国风电场的审批程序耗时翻了3倍，达700到800天，据德国陆上风电署统计，该国目前有超过1000个居民组织与风电场有法律纠纷，遭到来自乡镇和环保人士的抗议抵制，几乎每一个风电场的建设过程中都遭遇诉讼。

2019年前三季度，德国新增并网风机数仅148台，新增发电容量仅0.51GW，同比暴跌82%，这种趋势在短期内也很难看到扭转的迹象。

电网是电力公司“摇钱树”？

尽管耗时漫长、过程曲折，在德国政府部门和电网专家看来，解决德国境内电力平衡的主要出路仍是扩建电网。

早在1958年欧洲大陆国家间已开始相互连接电网，他们认识到电力系统覆盖范围越大，越可以实现区域间的电力互补，相互提供帮助，外加成熟的电力交易市场，就可以实现电力在区域内的有效配置。

但德国南北电网阻塞严重，如果将大量电能从北部传输到南部，会造成电缆负荷极大，甚至超载。因此输电网运营商必须对此加以干预。他们在短期采取的方法是重新调度，即干预发电厂出力，让南部原本未发电或发电量极小的传统发电厂出力，或下调北部机组发电量。

为提高公众对新建电网的接受度，德国政府于2015年决定优先考虑铺设地下输电缆。包括A-Nord、Sued Link和Sued Ost Link项目的四条大型南北直流电线路将大部分位于地下，这将使成本增加30亿至80亿欧元，并且必须重新启动部分规划过程。但即使采用地下电缆，与重新调度的措施相比，电网扩建还是具有经济性。德国电网公司50Hertz能源市场发展部主任Johannes Henkel曾在接受eo记者采访时称，他们运营的一条南北输电线造价2亿欧元，但是在两年内就节省了3.5亿欧元。

东巴伐利亚技术大学（雷根斯堡分校）电气工程教授Oliver Brückl一直专注研究经过巴伐利亚的南北输电线的替代方案。巴伐利亚位于德国南部，是德国制造业发展重镇，毗邻奥地利，用电需求在德国各州中常年位居第一。

Brückl指出，该州通过燃气电厂、从国外进口电力以及新建可再生能源和建造大型长期储能设施来确保电力供应。但他经过计算发现，与新建输电线相比，每年、每一个替代选择还会额外产生15亿至60亿欧元不等的花费。

公众和环保人士对新建电网项目之所以持怀疑态度，还有一个原因，就是他们认为电网运营商会从新建项目中获得“惊人回报”。

当前德国的大型电力公司，尤其是E.ON和RWE，由于其发电收入减少，因此受监管的电网业务成为了他们急需的“摇钱树”。2018年3月，E.ON和RWE宣布了拆分计划，很多分析师表示E.ON获得了最有经济价值的业务——配电网运营。

在电网运营商看来，运营商需要得到回报，避免投资搁浅。四大电网运营商TenneT的公共事务主管Garmer曾在2018年柏林一次会议指出，如果电网公司修建的线路十年后弃置不用或利用率太低，电网公司是得不到回报的。

Amprion的Kaendler坚称，与水务或电信等其他受监管业务相比，电网运营商的回报率并不高。他指出，在德国电费构成中，电网成本比发电成本低得多，以每度电30欧分为例，电网通常只能拿到其中的1.5欧分。

2016年BNetzA曾将电网的固定收益率从9.5％降至6.91％，此举遭到电网运营商反对，后经杜塞尔多夫法院裁定，监管机构将电力线路资本投资的固定收益率定得太低，因此判决联邦网络管理局重新设定，新的收益率是在两者之间的数字。

就算不考虑到2030年那么远，不解决电网扩建的问题，德国的电力供应也将面临重大考验。到2022年，巴伐利亚州的Isar2核电站即将关闭，该核电站的发电量为1100万兆瓦时，占该州发电量的12％。无核后的德国，挑战就已经很严峻了。