目前，聯邦議院已確認了74項新措施，包括新建近3600公里的輸電線路。其中為了輸送位于德國北部的海上和陸上風電，將在2030年前修建從石勒蘇益荷爾斯泰因州到北威州的高壓直流輸電通道。

該《計劃》也首次涵蓋了海上傳輸線路的規劃，并基于海上風電的開發計劃，明確了必要的海上輸電線路及其調試年限和陸上電網連接站點。為實現到2030年海上風電并網20吉瓦的目標，《計劃》提出到2030年，將批準在北海和波羅的海增加8到9條傳輸線 。

根據《計劃》做出的情景模擬估算，到2030年，德國整體用電需求達104GW。其中，本地用電需求約82GW，線網損失約4GW，出口到歐洲其他地區電量達18GW。以預估的裝機容量和電力負荷對比來看，2030年德國風電總裝機74GW，預計62GW將并網(即裝機容量的85% )。光伏總裝機66GW，其中并網8GW(約裝機容量的10%，其余多為分布式光伏項目)，火電裝機僅22GW。

除新能源裝機容量比例提升外，風光資源與負荷呈逆向分布。從區域看，風電大部分位于北部，本地消納后，仍有24GW富余。而南部為主要負荷區，加之外送到阿爾卑斯山和法國的電力，合計則有35GW的電力缺口。

BNetzA主席Jochen Homann在通告中稱：“聯邦電網需求計劃中的所有規劃項目都是十分必要的，能否及時實施這些項目對德國能源轉型至關重要。”

這意味著只有擴建新的輸送通道，才能將北方清潔的風電送往南部缺電的區域。雖然電網擴建在德國可以說是一波三折，屢屢遭到社區和環保人士反對，但在能源專家和政府監管部門看來，相比于其他替代方案，解決電網擴建的問題仍是實現德國高比例可再生能源發展的必經之路。

火電退役與氣電盈利困局

對電網公司來說，風電光伏的高速發展必須有后備的電源作為依托。根據發、用電量，這些靈活機組必須在連續一個或多個小時的時間內快速啟停，調整發電量。為保證電網的安全穩定，火電靈活性改造就是方法之一。

火電靈活性包括調峰能力、爬坡速度、啟停時間等三個主要部分。僅從調峰能力來看，德國熱電聯產機組最小機組出力可以低至40%;其純凝燃煤機組技術出力可以低至25%。

然而2018年底，德國已公布退煤路線圖，規定到2022年將其現存的約43GW的煤電裝機減少到30GW，2030年降至17GW，直至2038年煤電全部退出。因此短期內通過靈活的煤電機組調峰固然能緩解電網阻塞，但也并非長久之計。

另一常用的調峰電源——氣電，情況似乎也不樂觀。從技術上講， 燃氣電廠非常適合應對波動的負荷。結合熱電聯產(CHP)，天然氣發電的效率高達95%。通常簡單循環的燃氣輪機發電機組也相較聯合循環發電機組(CCPP)投資成本低很多。但現實中，燃氣電廠的經濟性并不高，經營前景也不明朗。

據德國經濟與能源部電網擴建主管Schoǒpe介紹，目前德國的大多數燃氣電廠還沒有可行的盈利模式。在現貨交易中，燃氣發電的價格無法與光伏等可再生能源競爭，有時僅在需要電網出現臨時波動時才被調用。電廠雖然會得到一定報酬，但基于市場規則，該報酬僅足以支付運營成本 。

2015年，德國就有兩臺高效的燃氣機組Irsching 4和5因虧本經營申請關停。2010年投入使用的Irsching 5裝機容量為846 MW，其發電效率達59.7%;Irsching 4的裝機容量為550 MW，發電效率達60.4%，發電效率世界領先。

最初兩年，電廠與BNetzA協商確定了合同，對批發市場和備用容量的收入進行了區分。但由于光伏等可再生能源顯著降低了電力批發市場價格，搶占了大部分市場份額，低電價加之出力減少，在單一電量市場，燃氣電廠每年只能運轉幾天，因此僅通過商業供電無法盈利。

RWE負責人 Schmitz在2017年表示，在德國建立容量市場每年將耗資約20億歐元，考慮到建立容量市場的花費高昂，且其發電容量已經超配的情況下，德國沒有引入容量市場，但有調頻備用市場。

而當合同到期時，兩臺機組只能通過商業供電來覆蓋其所有成本。受德國《備用電廠條例》約束，電網運營商又禁止其設備停機。雖然有備用容量費，但該法令不承認新工廠產生的折舊費和資本成本，規定的費用甚至低于現行合同的薪酬。因此，根據該法令業主將被迫虧本經營。此外，對比光伏等可再生能源，燃氣電廠也需要付一定的碳稅。

近幾年，包括RWE、Uniper、Statkraft在內的幾家在德運營燃氣電廠的公司，即使是其旗下最新最高效的機組，利潤率也堪憂。長此以往，依靠燃氣電廠作為電網備用容量恐怕難以為繼。

儲能的盈利瓶頸

除氣電外，配套抽水蓄能電站也可以用來調峰調頻。不過，這在德國似乎也不容易。

通常情況下，建造抽蓄電站土木工程量大，建設周期長，對用地與環境要求也較高，而德國在歐洲來說相對人口稠密，牽涉到征地和環境影響的大型工程更難在短期內獲得通過。

當前德國電力系統中的抽水蓄能裝機容量接近38 GW，額定功率約為6.4 GWh，平均效率值為70%。但抽蓄容量相對整體系統來說占比非常小，不能滿足風電光伏的調節需求。德國四大電網公司之一Amprion的資產管理總監Kaendler告訴eo記者，即使滿發，抽蓄電站的存儲容量也只夠用1個月，然而對風電等波動性電源來說，在風電不飽和的情況下，需要保證在至少4—6周的時間有備用機組能即時發電 。因此，長期來看，由于水壩容量不足，并不能充分調節發用電需求。

“如果有規劃或再建項目，則抽水蓄能電站的容量可以增加到約10GW。但在目前的市場機制下，新電廠很難實現經濟運行，(抽蓄電站的)容量在未來可提升的空間很小。”上述人士表示。

目前，歐洲抽水蓄能電廠的盈利能力取決于基本負載功率(調頻備用容量)和峰谷價差，但該利潤并不足以保證電廠的盈利，抽蓄運營商面臨財務困境。

2017年6月，瑞典電力公司Vattenfall宣布重組計劃，投入6700萬美元升級改造其在德國的抽蓄電站，并縮減運行規模，當時還計劃在電站裁員60%，旨在扭虧為盈。他們認為，重組計劃是保持大部分德國抽蓄電站長期運營的唯一機會。

類似的情況也發生在電儲能，由于受到歐盟監管約束，電網運營商并不能從抽水蓄能和電儲能項目的投資中獲得固定回報。此外，2018年歐盟明確規定，輸電網擁有者不能投資電儲能設施，配電網擁有者考慮到系統安全因素，確無其他投資者時，才可以在歧視性監管下投資。

《清潔能源通訊》曾報道，歐洲經濟研究中心(ZEW)的能源行業專家一致認為，當前歐盟的政治框架對促進儲能的使用幾乎沒有任何作用。歐洲的電池革命亟需更多政策支持。德國儲能行業協會的Gottke認為，儲能項目目前的投資環境并不利于技術的發展。

因此，除非有了新的商業模式和價格，刺激電儲能發展，否則它也難以滿足德國大規模的可再生能源并網需求。

誰都不愿后院“起風”

對于分布式能源的支持者來說，將可再生能源與儲能相結合，安裝在靠近消費者的地方，可滿足區域用能，這也能大大減少對新建長輸項目的需求。

但是這對于農村社區來說可能是可行的，但是在較大的城市和工業化地區卻不現實。

eo記者在德國走訪時，有一個有趣的例子，多數能源專家曾拿“種土豆”作喻：發展分布式能源就像你在家里的園子里種土豆，這確實可以自給自足。但你種的土豆也總有產量過剩或短缺的時候，那你就需要去超市購買(從電網買電)，或送給鄰居(外輸或賣給電網)。因此即使發展分布式電源，也需要依托大電網做調節。

而目前在德國，發展分布式也遇到了一些阻礙。應用生態研究所(ǒko-Institut)的首席作者Felix Matthes對區域電網的研究顯示，高昂的儲能成本和可再生能源的土地征用是分布式發展的瓶頸，“且不說德國南部風速較低，那些說我們不需要南北輸電線的人可能也難以接受在南部新建陸上風電機組。”

根據其研究，德國南部和大都市區附近的陸上風電潛力是有限的。在這些地區，新建風電機組就像擴建電網一樣，也遭到了公眾的抵制。支持風電是一回事，在自己家門口樹立百米高的風機，又是另一回事了。

過去兩年，德國風電場的審批程序耗時翻了3倍，達700到800天，據德國陸上風電署統計，該國目前有超過1000個居民組織與風電場有法律糾紛，遭到來自鄉鎮和環保人士的抗議抵制，幾乎每一個風電場的建設過程中都遭遇訴訟。

2019年前三季度，德國新增并網風機數僅148臺，新增發電容量僅0.51GW，同比暴跌82%，這種趨勢在短期內也很難看到扭轉的跡象。

電網是電力公司“搖錢樹”?

盡管耗時漫長、過程曲折，在德國政府部門和電網專家看來，解決德國境內電力平衡的主要出路仍是擴建電網。

早在1958年歐洲大陸國家間已開始相互連接電網，他們認識到電力系統覆蓋范圍越大，越可以實現區域間的電力互補，相互提供幫助，外加成熟的電力交易市場，就可以實現電力在區域內的有效配置。

但德國南北電網阻塞嚴重，如果將大量電能從北部傳輸到南部，會造成電纜負荷極大，甚至超載。因此輸電網運營商必須對此加以干預。他們在短期采取的方法是重新調度，即干預發電廠出力，讓南部原本未發電或發電量極小的傳統發電廠出力，或下調北部機組發電量。

為提高公眾對新建電網的接受度，德國政府于2015年決定優先考慮鋪設地下輸電纜。包括A-Nord、SuedLink和SuedOstLink項目的四條大型南北直流電線路將大部分位于地下，這將使成本增加30億至80億歐元，并且必須重新啟動部分規劃過程。但即使采用地下電纜，與重新調度的措施相比，電網擴建還是具有經濟性。德國電網公司50Hertz能源市場發展部主任 Johannes Henkel曾在接受eo記者采訪時稱，他們運營的一條南北輸電線造價2億歐元，但是在兩年內就節省了3.5億歐元。

東巴伐利亞技術大學(雷根斯堡分校)電氣工程教授Oliver Brückl一直專注研究經過巴伐利亞的南北輸電線的替代方案。巴伐利亞位于德國南部，是德國制造業發展重鎮，毗鄰奧地利，用電需求在德國各州中常年位居第一。

Brückl指出，該州通過燃氣電廠、從國外進口電力以及新建可再生能源和建造大型長期儲能設施來確保電力供應。但他經過計算發現，與新建輸電線相比，每年、每一個替代選擇還會額外產生15億至60億歐元不等的花費。

公眾和環保人士對新建電網項目之所以持懷疑態度，還有一個原因，就是他們認為電網運營商會從新建項目中獲得“驚人回報”。

當前德國的大型電力公司，尤其是E.ON和RWE，由于其發電收入減少，因此受監管的電網業務成為了他們急需的“搖錢樹”。2018年3月，E.ON和RWE宣布了拆分計劃，很多分析師表示E.ON獲得了最有經濟價值的業務——配電網運營。

在電網運營商看來，運營商需要得到回報，避免投資擱淺。四大電網運營商TenneT 的公共事務主管Garmer曾在2018年柏林一次會議指出，如果電網公司修建的線路十年后棄置不用或利用率太低，電網公司是得不到回報的。

Amprion的Kaendler堅稱，與水務或電信等其他受監管業務相比，電網運營商的回報率并不高。他指出，在德國電費構成中，電網成本比發電成本低得多，以每度電30歐分為例，電網通常只能拿到其中的1.5歐分。

2016年BNetzA曾將電網的固定收益率從9.5%降至6.91%，此舉遭到電網運營商反對，后經杜塞爾多夫法院裁定，監管機構將電力線路資本投資的固定收益率定得太低，因此判決聯邦網絡管理局重新設定，新的收益率是在兩者之間的數字。

就算不考慮到2030年那么遠，不解決電網擴建的問題，德國的電力供應也將面臨重大考驗。到2022年，巴伐利亞州的Isar2核電站即將關閉，該核電站的發電量為1100萬兆瓦時，占該州發電量的12%。無核后的德國，挑戰就已經很嚴峻了