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另一个暴露出来的问题是,由于大量风电和光伏发电快速增加,导致德国传统发电厂发电小时数减少,固定投资更高,成本大幅上涨,有的传统电站成本提高得很厉害。更严重的是,因为传统电站基本不赚钱,甚至亏损,所以很多电站都要求关停,但是政府不能无视传统电站关停,因为没风没光的时候还需要传统电站发电,他们是系统的保障电源,需要维护系统平衡。但靠政府行政命令维持传统电站不关停难以为继,长此以往,传统电站很可能纷纷破产,所以德国目前传统发电能力也亟需补助。
还有一个问题。德国北部的风电发展得很快,由于德国的电力负荷集中在南部与西南部,所以必须要建设高压输电线路将风电从几百甚至1000公里外输送过来。据测算,要消纳北部的风电,德国需要建设4800公里的高压输电线路。线路没建起来,电就送不出去。
德国建设电网的过程也很复杂和漫长。首先要提交规划,然后和各利益主体反复讨论修改,最终经过网监局批准之后才能建设,建设与运营成本最终摊在电费中。目前德国已经通过审批,要建设4800公里的高电压输电线路,其中2000多公里是交流高压线路,包括采用380千伏的德国建设和运营的最高电压等级。目前还规划2800公里的直流高压线路,具体电压等级还在讨论。
中国正在建设1000千伏的特高压输电线路,将西部可再生能源送到东部负荷中心。根据我们的经验来看,特高压电网对于中国的可再生能源发展是非常必要的。发展新能源必须要发展电网,中国的情况还不完全与德国相同,虽然德国北部地区用电没有南部多,但毕竟还有一部分负荷,可以消纳一些风电,而就我所知,中国的西北部地区负荷非常少,包括风电和太阳能在内的可再生能源资源却更为丰富,内蒙古地区现在已经承受不了如此多的风能。就中国的可再生能源发展速度和规模来看,中国的特高压电网不是建早了,而是建晚了,新能源发展必须要与特高压电网等基础设施建设同步。
现在德国能源转型进入了2.0时代,我们目前达成两点共识。一是光伏和风电等可再生能源发电要和电力系统相匹配,要考虑电力系统的接受能力和极限情况。所以,我们还要再修订可再生能源法,逐步取消之前的20年可再生能源补贴电价不变的条款,新装机的可再生能源将不享受补贴价格,要和传统电力一样到市场上交易,让投资者决定投资收益问题,鼓励可再生能源在电力交易市场中实现自身价值,所以20年不变的电价政策马上就要结束了。二是一定要让可再生能源的发展与电网建设、基础设施建设相匹配,不能只管发电,而不管系统,所以我们一方面要加强基础建设,另一方面要引入市场机制。
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