自德國能源轉型從21世紀初啟動以來，德國一直在不斷調整政策以應對能源轉型進程中各種問題，比如，《2000年可再生能源法》頒布以來，德國已經先后四次修改。然而，這些措施只能解決德國能源轉型1.0階段和2.0階段的問題，并不能解決高比例可再生能源電力與現有電力系統完全兼容問題。

從長遠看，未來能源轉型成功取決于技術與制度雙重"創新"。一方面，從技術上構建一個能完全容納高比例可再生電力的波動性與間歇性的電力系統。另一方面，必須解決邊際成本決定出清價格的交易制度與邊際成本為零的風電和太陽能發電投資不可持續的矛盾。這是德國能源轉型的"問題與挑戰"給我們提供的最為寶貴的經驗和啟示。

根據本文前面所述邏輯，識別德國可再生能源轉型的真實挑戰，需要分"三步走"：首先分析當前能源轉型過程中面臨的四大"問題"是否構成能源轉型未來的"挑戰"；其次識別挑戰主要來自可再生能源中哪一種或幾種能源；最后，以德國能源轉型3.0階段，甚至4.0階段為前提條件，基于可再生能源特性分析德國能源轉型未來的真實挑戰是什么。

四大問題是否構成"真實挑戰"？

我們逐一分析當前德國能源轉型面臨的四大問題是否構成未來的"真實挑戰。

首先，能源轉型所導致的財富不公平轉移和能源貧困問題不是德國能源轉型的"真實挑戰"。事實上，從德國2014年8月新修訂生效的《可再生能源法》已經可以看到解決這一問題的思路和曙光。該法大幅縮小了享有可再生能源附加費分攤"豁免權"的范圍，未來隨著這一豁免范圍的進一步縮小，直至最終取消，所謂不公平分擔轉型成本問題就不存在了。至于能源貧困問題可以通過一定的社會政策加以解決，并不是能源轉型進程中不可解決的問題。

其次，德國能源轉型過程中出現的褐煤發電和碳排放不降反增問題，看上去似乎是一個"長期問題"而可能成為"真實的挑戰"。但這一問題并不僅僅是可再生能源發展規模提升的必然結果。除了可再生能源并網發電規模增加之外，煤炭價格下降、核電關閉，乃至冬季氣溫變化等都不同程度對這一問題的出現有過"貢獻"。因此，能源轉型進程中褐煤發電與碳排放增加盡管與"真實的挑戰"有關系，但仍屬于可以解決的階段性問題，因而也不構成德國能源轉型的挑戰。

第三，能源轉型成本高也不是德國能源轉型的"真正挑戰"。盡管可再生能源附加費一再攀升導致德國能源轉型成本高企成為各界關注、政府頭疼的問題，但這并不會成為最終妨礙德國能源轉型的主要障礙，構成能源轉型的未來挑戰。德國能源轉型研究智庫機構AgoraEnergiewende的研究發現，德國可再生能源附加費（即EEG附加費）在2023年將達到階段峰值后下降。該機構基于德國可再生能源法確立的目標和補貼豁免，以及目前的批發電價和可再生能源技術進步帶來的成本下降而開發的模型預測，2017-2023年，受成本高的海上風電建設的影響，EEG附加費將在目前6.2歐分基礎上上升1～2歐分。2023-2035年期間，EEG附加費將進入穩步下降時期，經過通脹調整的EEG附加費最低將下降到2.4歐分，低于目前的水平。

第四，目前看，可再生能源并網增加與電力批發價格下降之間的負反饋，以及這種負反饋對能源轉型的負面影響，是一個比較棘手的問題。德國到目前為止似乎也沒有找到好的應對措施。這個問題，由于與可再生能源的基本特點密切相關，因而很有可能是德國未來能源轉型"真實挑戰"重要組成部分。

能源轉型的挑戰主要來自風能和太陽能

綜合考慮各類可再生能源資源特點、技術成熟度、未來技術進步潛力等，風能和太陽能發電是未來最有潛力可再生能源技術。

2015年，德國可再生能源發電總量為187TW·h，其中風力發電量為79TWh，占42.2%，生物質發電量為45TWh，占24%，光伏發電量為39TWh，占20.8%。其余依次是水電、垃圾發電和地熱發電。從風電和太陽能光伏發電成本變化趨勢看，德國風電發電成本自1990年以來已經降低了50%以上，太陽能光伏系統成本下降了80%以上，且有繼續下降的趨勢。目前，德國陸上風電的平準化發電成本（LCOE)已經低于硬煤發電，略高于褐煤發電；光伏發電成本比聯合循環發電成本略高。

更重要的是，其他可再生能源發電技術，很難在能源轉型3.0階段以后擔當大任，因而不會成為德國未來能源轉型挑戰的主要來源。水力發電盡管技術成熟，發電成本低，但由于其水力資源可供開發的地理位置有限，加上水電開發時間已經近90年，進一步開發潛力有限。生物質能發電在德國起步較早，而且增長較快，發電量居德國可再生能源發電的第二位。2000-2014年，德國生物質發電量增長了近14倍，年均增長率21.2%，僅次于光伏發電增長率。

然而，由于德國森林用地面積有限，加上木材和能源作物的使用與糧食種植、工業原材料使用及生態保護等方面的土地利用存在直接競爭，其增長潛力也很有限。同樣，垃圾發電規模也要受制于垃圾原料的供應。地熱發電則因技術原因遠未進入大規模商業化推廣階段。因此，德國能源轉型的未來挑戰將主要來自太陽能和風能。

德國能源轉型未來的兩大挑戰

德國能源轉型中的問題，有的是隨著可再生能源并網發電規模的提升而出現的，并且可以在發展過程中加以解決；有的則是隨著可再生能源規模提升而變得更加嚴重。因此，真正構成能源轉型挑戰的問題要放到能德國源轉型的3.0或4.0階段，而不是1.0階段，即當總發電量中可再生能源發電量達到65%或80%以上的情況下來討論。

基于上述思路，筆者認為，德國能源轉型的真正挑戰來自風電和太陽能發電的兩個本質屬性所導致的問題。一是太陽能發電的間歇性對電網穩定性的沖擊。二是風電與太陽能發電邊際成本接近于零的特點導致其在現有電力市場難以收回投資。

因此，德國能源轉型能否成功，取決于能否解決這兩個問題，并成功應對如下兩個挑戰：

一、 能否建立兼容高比例光伏發電的電力系統？

作為一種新能源，太陽能具有清潔、用之不盡、分布廣泛等優點。然而，從電網穩定運行角度看，太陽能光伏發電也有著與生俱來的弱點，包括：白天日升、晚上日落導致的發電間歇性；不確定的天氣和云彩影響光線導致發電的隨機性和波動性。

光伏發電的早期階段，很多國家的電網公司常常以這些缺點會影響電網穩定性，不利于電網安全為理由，拒絕光伏電力入網。但實際上，任何電網都容納一定范圍的抗供電或負荷波動。因此，當光伏電力并網規模不大時，不會對電網帶來實質性的不利影響。歐洲國家的可再生能源入網經驗也表明，風電或光伏發電滿足大型電網15%左右的電力需求，不會對電網產生嚴重的技術或實際問題。 

然而，光伏發電的間歇性與波動性的不利影響隨著光伏裝機規模增長而遞增。隨著光伏裝機數量不大擴大，白天光伏發電數量越多，白天電力過剩的概率越大。相應的，當晚上光伏設施停止發電時，電力供應的缺口就越大。因而需要更多靈活響應的常規電源（如燃氣和燃煤發電機組）作為備用在晚上提供電力。而且，隨著光伏裝機規模的增長，因天氣變化而導致的光伏發電波動性也隨之加大。2014年，德國光伏發電年發電量34.9TW·h，但一年中光伏發電出力波動相當大。

以2014年1月20-26日（冬季）這一周為例，德國光伏最大瞬時出力僅為410萬千瓦，占光伏總裝機容量的11%。而到了2014年6月9日這一天，因光照條件非常好，光伏當日最大出力在中午13時達到2300萬千瓦，首次超過當日系統負荷的50%，占光伏總裝機容量的60%。并且6月9日當天光伏裝機出力變化也相當大：從早上6時的17萬千瓦快速攀升至中午13時的2300萬千瓦。   

由此，德國能源轉型產生了一個發展中的"悖論"：以減少化石燃料消費和改善大氣為目標的光伏發電的成功推進，其代價是燃煤或燃氣發電機組作為備用容量的跟進，以及這些機組發電小時數減少和頻繁啟停導致的成本上升。如果這一問題不解決，德國能源轉型可能會陷于"此消彼長"的狀況：一方面，可再生能源發展帶來的能源清潔化和成本下降；另一方面，備用常規能源的"污染"增加和成本上升。

德國能源轉型成功的重要經驗之一，是其通過提高電力系統各環節靈活性，較好地解決了現階段光伏發電設施出力的間歇性和波動性對電網的影響。然而，雖然這些措施在德國能源轉型1.0階段，甚至20階段能夠有效應對上述問題的方法，但恐怕不足以應對3.0階段和4.0階段的光伏發電"量級"下出力間歇性與波動性問題。

首先，隨著德國能源轉型從1.0階段向2.0、3.0和4.0階段過渡，"充分挖掘現有化石燃料電廠靈活度，包括降低最小電廠功率，提高最大負荷梯度增加，縮短開機時間"這一方法的"用武之地"將越來越小，因為轉型的目標之一就是要用可再生能源發電替代常規能源發電。

其次，"通過技術與經濟手段削峰填谷，轉移需求側負荷"的方法潛力也是有限的。通過改變用電大戶比如電解鋁廠的用電行為，大約20%的負荷是可以轉移的。但是現代人有自己的作息規律，而且很難改變，大規模負荷很難轉移。不可能要求人們晚上不做飯或看電視，或者等待太陽落山后三個小時再打開電燈。

第三，通過熱電聯產和采用可再生能源供熱等方式受既定時空范圍內電源條件和負荷匹配情況限制，也難有很大的挖掘潛力。

最后，利用鄰國電網消納德國光伏發電的波動性，以維持電網平衡。目前來看，這一方式似乎是德國在應對短期光伏出力大幅波動的最主要方式。這里，以2014年6月9日德國光伏發電出力超過系統50%那一天情況為例加以說明。

從圖3可以看出，6月9日中午光伏出力非常大，至中午13時光伏出力達到最高值，約2300萬千瓦，此時光伏出力占電網系統出力超過50%。從上午8點到下午18點，其他電源，包括常規電源（火電、核電、水電）、風電、生物質發電的出力，并沒有發生很大波動。

但需要注意的是，德國電力9日全天處于盡出口狀態，且變化與光伏出力高度吻合。也就是說，當德國日照條件好，光伏出力暴漲的時候，出口是消納德國過剩光伏出力的主要途徑。

根據德國弗勞恩霍夫太陽能研究所提供的歐洲能源交易所（EEX）的數據，6月9日13時德國向周邊國家出口電力情況是：向荷蘭出口244萬千瓦，向丹麥出口170萬千瓦，向法國出口300萬千瓦，向捷克出口110萬千瓦，向瑞士出口54萬千瓦，向奧地利出口531萬千瓦，合計出口1409萬千瓦，占當時德國光伏出力（2300萬千瓦）的61%。即德國利用鄰國電網消納了61%的過剩電力。

如果在光伏發電占電力消費比重僅為6%（2014年數據）時，鄰國電網已經成為德國應對光伏出力波動性的主要手段，那么隨著德國光伏發電規模進一步提升，以及鄰國，乃至歐盟其他國家光伏發電裝機的進一步擴張，這些國家將同時因光伏出力的暴漲暴跌而同時陷于過剩或短缺。也就是說，光伏出力的間歇性和波動性最終會成為所有國家的問題。

風電與光伏發電一樣也是出力波動性較大的電源，為什么風電不會成為德國能源轉型的未來挑戰呢？這是因為，風電的波動性與光伏不完全相同。一是風能和太陽能不同，晚上一定沒有陽光，但可能會有風；二是目前的技術已經可以在一定時間內提前預測風力，從而為平滑風電出力提供有利條件。歐洲各國風電發電經驗表明，通過在相當大的區域匹配位置多樣化的足夠風機時，可以實現從電網的層面的風電平滑出力。

美國GE公司2014年推出的智慧風場，即通過安裝在風機上的傳感器可以預測未來30分鐘的風況，加上利用當前技術的儲能平滑系統就可以為電網提供可預期的穩定功率輸出，電網運營商可以借此提前判斷是否需要提前補充電力。并且，根據GE公司的PowerUp技術能夠根據風機機組的實際情況，優化運營參數，提升發電量5%，相當于為風場增加20%的利潤。

二、 能否建立兼容邊際成本為零的風電和光伏發電的電力市場交易制度？

盡管目前全球可再生能源發展"運動"如火如荼，但如果從成本回收和經濟可持續性角度冷靜分析，就會發現，在現有的電力交易制度下，離開了政府的補貼政策，風電和光伏發電根本無法收回投資成本。這是因為，目前包括德國在內的主要國家電力市場是圍繞化石燃料發電建立的，與風電和光伏發電不相容。

歐洲和德國電力市場競價上網的基本規則是：按照不同發電類型的邊際成本進行優先順序排序，競價時按照邊際成本由低到高排序。當電力市場中沒有可再生能源時，按照邊際成本從低到高，首先競價成功的是核電、其次是煤電、氣電。電力市場供給與需求出清價格或批發價格，由既定市場需求水平上的最后一家發電廠的邊際成本決定（圖4-a）。

與化石燃料發電廠相比，風電和太陽能發電的特點是高投資成本、低運營成本和零燃料成本，其發電邊際成本接近于零。當可再生能源進入電力市場，由于可再生能源發電邊際成本最低（接近于零），加上法律規定電網優先全額收購，因此首先是可再生能源電力進入市場，然后才是核電、煤電通過競價進入市場滿足電力需求。在這種情況下，邊際成本更高的天然氣發電，甚至部分煤電就被排除在市場之外。電力市場供應曲線（邊際成本線）右移、結算價格下移，導致結算價格下跌（圖4-b）。

在這樣的市場交易制度下，風電與太陽能發電和電力交易制度的不兼容性主要表現在：一方面，大量的風電和太陽能發電進入市場，大幅拉低了市場交易電價（批發價格）。2008～2014年，德國電力批發因風電和光伏發電大量并網，每兆瓦時電力批發價格下降了55.6%。電力批發價格的持續下跌打擊投資者對傳統電源的投資積極性，最終將導致系統備用容量和輔助服務電源不足，電力系統運行風險增加。

另一方面，風能和太陽能光伏電力出力不能由發電廠運營者控制（棄風是唯一的例外）。由于邊際運營成本接近于零，因此無論交易電價高或低，風能和太陽能光伏總是在有風和陽光時發電。這就形成了發電量增加和電價下降的不斷強化的負反饋：風能和光伏設施發電量越大，電力批發價格下降越快，從而電力系統穩定運行風險壓力越大。在風力較大和陽光普照時，風能和光伏占比較高，市場電價就可能降到最低水平，如1～2歐分/千瓦時。理論上，風電和光伏電力價格可以下降到零。也就是說，風能和太陽能在以邊際成本為基礎的現貨市場上破壞了自己的市場定價。因此，如果沒有政府補貼政策，風能和太陽能光伏無法從以邊際成本為基礎的市場收回足夠資金，彌補其在市場上進行初期投資的平均成本。因為當有風或陽光時，交易電價總會低于市場平均價格。

隨著越來越多的風能和太陽能光伏發電廠被建造并同時發電，情況會更加嚴重。德國政府已經意識到這一問題，目前正在探索建立容量市場以保證系統安全穩定運行的可能性，但目前尚未采用。因為過大的容量市場會加大市場扭曲程度，進一步抬高能源轉型的成本。