复杂外部环境下的德国能源市场发展机遇

　　德国于本世纪初开始大力推行“能源转型”(Energiewende)战略，计划从以煤炭、石油和核能占主导地位的传统能源结构，向利用可再生能源的低碳和“无核”经济转型。其长期目标为到2050年实现二氧化碳排放量减少80%，并将可再生能源在总能耗中的占比提高到60%。为了实现上述目标，海上风电、光伏、电网扩建和储能项目的投资，以及建设能够平衡可再生能源供应波动的新型智能能源基础设施，对德国来说都是必要的，能源效率将发挥核心作用。

　　几十年来，德国一直是应用可再生能源和环境技术的全球先锋，但另一方面，德国一直保持着高库存的石油和天然气来保证电力的安全供应。自然资源的匮乏导致德国的石油和天然气几乎完全依靠进口。这种依赖造成了两方面的不稳定情况。首先，全球价格变化严重影响德国的能源进口商和终端用户。其次，市场发展在很大程度上取决于德国与某些国家的国际关系，而俄罗斯在其中发挥着关键作用。同时，既定能源计划中的逐步淘汰核能、煤炭，将加大德国对天然气的依赖，因此通过进口液化天然气等方式继续努力扩大天然气供应多样性，对德国而言变得越来越重要。

　　能源消耗和发电量

　　能源消耗。德国是欧洲最大的能源消费国，其次是法国和英国。截至2021年，一次能源消费达12193皮焦耳，其中化石能源消费占75%以上，可再生能源消费占16.1%，核能消费占6.2%，能源消费仍明显低于新冠肺炎疫情暴发前。能源市场的价格上涨也导致了消费的显著减少。2022年底全面淘汰核能、逐步淘汰煤炭、持续推进可再生能源等政策导向，改变了2021年德国的能源结构。石油仍然是最重要的能源来源，占32.3%;其次是天然气，占26.8%;褐煤占9.2%，硬煤占8.5%;核能贡献率为6.1%。由于风力减弱和天气变冷，可再生能源在能源消费总量的占比略有下降，为15.9%。

　　电力生产。2021年，德国生产并输入电网的电力主要来自传统能源，占总发电量的57.6%。褐煤发电的净产量增加到990亿千瓦时;核电的净发电量为654亿千瓦时;燃气发电约为510亿千瓦时;硬煤发电为464亿千瓦时。可再生能源发电和并网的比例为42.4%，下降了7.6%。由于天气原因，可再生能源在净发电量中的份额从2020年的50.0%下降到45.7%。风力发电约为1135亿千瓦时，占23.1%，再次成为最重要的电力来源;德国的光伏发电量约为484亿千瓦时，其中约446亿千瓦时接入公共电网，38亿千瓦时为自用电量;水电发电量为194亿千瓦时;在装机容量几乎没有任何变化的情况下，2021年生物质发电略有增加，为430亿千瓦时。2021年，可再生能源发电量约为2250亿千瓦时，比2020年降低约6%。

　　能源政策。德国联邦经济事务和气候行动部(BMWK)负责监督国家的能源政策并监管能源部门。德国能源政策和政治的关键所在即所谓的“能源转型”(Energiewende)。德国的目标是到2035年通过可再生能源供应满足其所有电力需求，而此前的目标是到2045年放弃化石燃料。德国计划在2030年将可再生能源在最终消费中的份额提高到30%，旨在到2030年将温室气体排放量减少65%，到2045年实现碳中和。该政策包括在2022年之前逐步淘汰核电，并将逐步淘汰煤炭和褐煤的时间提前到2030年。

　　德国能源转型战略的两大支柱是可再生能源和能源效率。其法律背景是规范可再生能源电力部门的《可再生能源法》(EEG)和《可再生能源供热法》(EEWärmeG)，旨在促进新建筑中可再生能源供热的增加。德国《可再生能源法》的另一修正案已经准备就绪。到2030年，风能和太阳能发电占比应达到80%。届时，德国陆上风电装机容量将翻一番，达到1.1亿千瓦，海上风电装机容量将达到3000万千瓦，太阳能装机容量将增加两倍以上，达到2亿千瓦。

　　德国严重依赖化石燃料进口，因其国内资源已基本耗尽，或者开采成本过高。欧洲能源价格上涨和战争因素导致德国的能源和外交政策发生了永久性转变。作为欧洲的主要经济体，德国需要减少对俄罗斯天然气的依赖，但2030年前逐步淘汰煤电、2022年底前关闭核电站的计划，使其没有选择的余地。加快可再生能源产能扩张，投资液化天然气和氢气基础设施，将是德国减少对俄罗斯化石燃料供应依赖的关键因素。

　　此外，2021年生效的《欧洲气候法》设定了一个具有法律约束力的目标，即到2050年实现温室气体净零排放。欧盟机构和成员国均有义务在欧盟和国家层面采取必要措施来实现这一目标。

　　市场进入策略和乐观预期

　　德国是欧洲最大的电力市场，年发电量约为6250亿千瓦时，容量约为2亿千瓦。一千多家市场参与者活跃在完全自由化的市场中，即便未拥有电厂或供电网络的“新市场参与者”也成功地参与了市场交易。德国联邦网络局(Bundesnetzagentur)是电力、天然气、电信、邮政和铁路市场的监管机构，该机构还负责确保第三方无歧视接入电网。

　　能源基础设施。尽管波动的可再生能源占比越来越大，德国的电网仍是世界上最可靠的电网系统之一。德国政府已将扩展电网作为优先事项，以保持电网高水平的复原力。德国的能源转型给输电带来了全新的挑战，因为发电结构正在发生变化。越来越多的电力是由分布式风能和太阳能产生的，其中一些设施距离终端消费者较远。

　　因此，德国计划对输配电网络进行重大投资。电网领域的新技术——例如超导体、高温线路和局部电源变压器正在试点项目中进行测试。智能电网从“消费主导型发电”向“发电优化型消费”转变，使波动的可再生能源发电和消费得到最优管理。信息通信技术(ICT)将在联通能源系统不同模块方面发挥核心作用。智能ICT解决方案将使智能电网与“智能电表”一起有效管理发电、消费和储能。ICT解决方案为电网安全运行提供了重要的信息基础。除了太阳能储能电池，大规模储能解决方案在平衡能源市场中发挥着越来越大的作用。由于能源、热能和移动储能领域的密切联系，氢能也发挥着重要作用。

　　高压线路和扩建电网投资。德国输电线路的总长度约为3.5万千米，传输的最高电压等级为220千伏或380千伏，大部分电力线路使用交流电。但计划于2025年之前建成的德国北部和南部之间的新输电线路将使用更高效的高压直流技术。目前，德国只有0.4%的输电网铺设在地下。为了应对公众对陆上电缆和电线塔的抗议，新的立法优先考虑了地下电缆，尽管这种技术的安装和维护成本更高。根据德国联邦网络局的数据，要成功实现能源转型，大约需要超过1.2万千米的新电线。目前新规划的电网线路中只完成了约1739千米。

　　根据电力供应商E.ON委托进行的一项研究，2050年前，德国需要约1175亿美元来扩大和升级电网。到2030年，将需要约340亿美元。更多的太阳能和风能必须被整合到电网中，电动汽车的充电设施、热泵和储能等相关设施规模都需要扩大。如果没有这些投资，每年可能产生44亿美元的“后续成本”，因为过载的电网无法吸收可再生能源产生的电力。

　　储能。近年来，德国储能市场经历了大规模的增长，同时整个欧洲对储能的需求都在增长。但德国仍然是欧洲的主要目标市场，其独特的市场环境、行业发展平台和出口地位，是寻求进入这一快速发展行业的公司首选。储能系统将在可再生能源接入能源基础设施中发挥根本作用。德国的地理环境限制了其抽水蓄能的发展，因此需要智能电网和新的储能技术。

　　小型商用电池系统。在过去的25年里，德国已经安装了大约170万个太阳能电站，总容量约为4500万千瓦。大约有100万个是住宅屋顶装置。目前，德国只有8%的屋顶光伏系统配备了小型电池，到2030年，这一比例将远远超过80%。

　　大型电池系统。为了将大量的风能和太阳能安全地接入现有电网，大型电池系统将在德国未来的能源基础设施中发挥重要作用。目前，已有多个示范和商业项目投入运营，对于寻求投资合作的企业来说，这一领域有大量的潜在合作伙伴可进行技术改造、商业化方面的合作。

　　国家氢战略与氢进出口。鉴于德国拥有重要的天然气市场，氢能是其清洁能源未来的关键。2020年6月，德国联邦政府通过了国家氢能战略(NWS)。德国的目标是成为清洁氢能技术的“世界第一”，政府将投资96亿美元，其中74亿美元将用于发展氢能和氢能相关项目或仪器。另外21亿美元的财政支持将提供给国际合作伙伴，该国家战略只涉及和支持可再生氢能源。

　　政府氢能发展战略包括两个阶段行动计划。第一个“加速”阶段：到2023年，为国内氢能市场的良好运作奠定基础，这其中包括发展氢及其衍生产品的运输和分销基础设施。第二阶段：进一步扩大市场，参与建立欧洲和国际层面的氢能市场。该战略还设定了电解绿氢产能的目标。但德国的大部分绿氢需求将通过进口得以满足。其中，北海和波罗的海周边的欧洲国家，以及南欧国家将是德国潜在的绿氢供应国。此外，德国还计划与非欧洲国家合作。

　　氢市场、氢能相关技术和系统仍在发展之中。目前的阶段可以说是一个上升阶段，因为许多解决方案、基础设施、标准和规范仍在开发中，随着市场规模的扩大，其潜在机遇肯定会增多。德国政府预计，到2030年将需要约900～1100 亿千瓦时的氢气;预计到2050年需求量将在1500～5500亿千瓦时。

　　2022年1月底，欧盟批准德国政府出资9.6亿美元建设“H2Global”绿氢进口项目。该项目致力于促进非欧洲国家的氢气生产，其产品将被进口到欧盟。H2Global基金会将根据长期合同，通过拍卖在海外购买绿氢，预计首批氢气预计将于2024年运抵德国。

　　欧盟现已确认，有意愿参与投标的可再生氢和氢衍生物生产商，必须遵守修订后的可再生能源指令(RED II)中规定的温室气体减排目标，即2021年1月以后新建的项目减少70%的温室气体排放，同时还必须满足社会和环境可持续性方面的要求。德国和挪威计划在2022年对绿氢输送管道建设进行可行性研究，北海氢气收集管道的开发将为陆上绿氢输送提供有利条件，其装机容量为1000万千瓦。

　　液化天然气。德国目前还没有自己的液化天然气再气化终端，其天然气进口需要通过邻国的终端输入，尤其是比利时和荷兰。战争形势导致德国决定投资并建设液化天然气基础设施。鉴于氢能将长期发挥关键作用，德国政府也表示，他们希望确保任何液化天然气基础设施都能与氢气兼容。

　　除了位于Wilhelmshaven和Brunsbuettel的两处浮动式液化天然气接收站，德国政府计划在短期内租赁浮式储存再气化装置(FSRU)，其中一个最早可能在今年冬季(2022～2023年)安装。由于俄乌战争影响，租赁浮式储存再气化装置面临着较为激烈的国际竞争，而目前全球只有不到50艘。

　　德国的第一座浮式液化天然气接收站将于今年底在Wilhelmshaven投入使用，其年产能为75亿立方米，相当于德国天然气总需求的8.5%。第二座浮式设施将建在汉堡西北部的Brunsbuettel，预计将于明年投入使用，年产能为50亿立方米。

　　2021年，德国的天然气进口总量为1420亿立方米，其中约1/3来自俄罗斯。德国的目标是到2024年夏季将俄罗斯天然气供应量占比减少到10%。2022年3月，美国表示从2023年开始将对欧洲的液化天然气出口量扩大到每年500亿立方米。然而，德国的长期转型目标——到2035年所有的电力都来自可再生能源，与使用液化天然气相悖。对于天然气出口国来说，从中期来看，向德国出口液化天然气存在可能性，但德国对进口合同期限的承诺仍存争议。(来源：美国贸易署官网德国国家商业指南)