德国绿色能源的弊端

　　自日本福岛核事故发生后，德国决定停止核能源开发，开启风能和太阳能主导的新能源时代。但两年半过去了，越来越多人意识到，这一宏伟蓝图看上去很美，实施起来却问题多多。

　　电能成为奢侈品

　　“人人参与，从今天开始。”德国环境部长彼得·阿尔特迈在一份节能实用手册中写道。小册子介绍了各种省电方法，如在烹饪时如何充分利用剩余热量、降低电视画面亮度和对比度等。

　　阿尔特迈热心帮助国人省钱，实属形势所逼。政府预计，每位消费者需支付的可再生能源附加费，很快将从眼下的5．3欧分千瓦时增加到6．2至6．5欧分，上涨幅度达20个百分点。

　　在欧洲，德国电价始终最贵，加上政府未能有效控制新能源生产成本，电能正成为奢侈品。据德国《明镜》周刊报道，德国消费者今年将为太阳能、风能和生物气电能支付200亿欧元，而其市场价格只值30亿欧元。

　　这200亿欧元还不包括不可预测成本。因为天气缘故，太阳能板和风轮机有时能生产大量电能，有时却一无所获。当电量过大时，需关闭风轮机，但消费者还得为理论上产生的电能支付费用。

　　另一方面，有时风轮机突然停转，尤其在寒冷季节，电力供应变得紧张，传统的重油和燃煤发电厂将重新启动，以弥补电力短缺。这就是德国2012年二氧化碳排放量高于2011年的缘故。

　　如果用电短缺仍得不到缓解，为保护电网，一些用电大户，如阿赛洛米塔尔钢铁公司等，将被迫停产。停产造成的损失，当然也由消费者承担。

　　《明镜》预计，在不久的将来，德国普通三口之家每月平均电费将达90欧元，是2000年的两倍。其中，三分之二价格上涨来自新增的政府费用、附加费和税收，这对低收入群体带来负担。救助机构称，目前每年有超过30万家庭因为未付电费而被断电，这一现象被称为“能源贫困”。

　　离岸风电站成本高

　　距离诺德奈岛70公里的北海上，有一个巨大的黄色铁盒，高度超过联邦总理大楼，宽接近勃兰登堡门。它其实是一个巨型电插座，通过电缆将附近离岸风力农场生产的电力运送到大陆。电网运营商Tennet花费10亿欧元建造整个系统，设计年限是20年。

　　政府对发展离岸风力农场寄予厚望，但Tennet一名官员称，他们对这样的系统毫无经验。眼下只有一件事是明确的：在整个运作过程中，障碍重重。比如天气和海豚因素。在波涛汹涌的海面上作业原本就很困难，加上那里经常有海豚出没，建筑噪音会对它们敏锐的听觉造成伤害，因此一旦发现海豚踪迹，就要立即停止施工。

　　尽管如此，政府还是大力推进风力发电。到2020年，离岸风力农场有望发电100亿瓦特，理论上相当于8座核电站。为吸引投资商，政府定下最优惠的补贴条件，千瓦时补贴高达19美分，比陆上风力农场高50％。政府还免除运营商的责任风险，一旦出现意外，损失将由纳税人承担。

　　对于工程师来说，这是一个美丽的蓝图。从经济上讲，这或许是一场潜在的灾难。专家认为，离岸风力农场的建设成本是陆上农场的2到3倍。尽管海上风力更为持续，但远不能弥补高昂的成本。

　　此外还有隐形成本。海滨地区人口稀少，电力需求也少，要将电力输送到西部和南部工业中心需铺设高压电线。政府预计成本高达200亿欧元，这还不包括连接离岸风力电站的海底电缆。

　　如果政府坚持实施计划，未来电价势必暴涨。政府最近一份研究显示，到2020年，电价将攀升到千瓦时40欧分，比今天的价位高40％。

　　更糟的是，目前并不清楚这些离岸设施是否真的必需。联邦环境局认为，这些费用足以在内陆选择最优越的地点建造现代化风力电站。

　　备用电站难存续

　　科瑟包德水库是德雷斯顿最大的露天水池，每年夏天吸引8000多人在湖边沙滩上晒日光浴和游泳。同时，它也是大型蓄能水力发电厂Niederwartha的一部分。每天晚上或周末用电低谷时，它利用电力将水抽到位于主水库之上140米处的第二水库；到中午用电高峰时，再将水从第二水库释放，利用势能发电。电厂运营商瓦滕法尔通过用电峰谷时的价差赚取利润。电厂于1929年接入电网时，整套系统被视为“未来技术”。

　　如今，运营商计划在两年内关闭科瑟包德水库相关蓄能设施。这对德国的能源转型是一个噩耗，因为当阳光不够充足、风力不够强劲时，需靠燃气电厂和抽水蓄能站填补用电缺口。从理论上讲，为防用电瓶颈，绿色能源生产比例越高，所需能源储备也越高。但实际情况正相反，当阳光灿烂时，太阳能电站发电充足，电价下跌，许多抽水蓄能站被迫退出市场。德国约有20家这样的电厂，几十年来利润可观，可现已风光不再。

　　Niederwartha的涡轮机组2009年共运作2784小时，去年则仅工作277小时。瓦滕法尔德国水力部负责人贡纳·格勒布勒说：“价格高峰如果仅持续数小时，不足以让电厂满负荷运作。”

　　这就难怪各大运营商几乎不再对抽水蓄能站跟进投资。Niederwartha的大楼里满是从前泄洪时留下的霉味，墙漆不断脱落，水库开始漏水。瓦滕法尔需耗资1500万欧元对电厂实施现代化改造，但公司执行官对此犹豫不决。

　　瓦滕法尔还暂缓了德国其他地区类似项目的改造，比如，汉堡郊区的盖斯特哈赫特水库扩容项目被叫停，目前该电厂仅作后备之用。

　　瓦滕法尔的竞争对手RWE和EnBW也暂停在南部黑森林地区建造大型抽水蓄能站的计划。与100多家市镇公共机构关系密切的Trianel于6月底宣布退出西埃菲尔山脉卢尔斯湖一个类似项目。

　　然而，风能和太阳能电站的快速发展需要这些传统电力设施给予后备支持。一项研究指出，到2050年，德国可再生能源的扩张需增加200亿到300亿千瓦时的储备能力，而眼下储备能力仅以7000万千瓦时的速度增长。而且，几乎没有人有兴趣维护现有蓄能设施。

　　“瑞典模式”的优点

　　千年交替之际，瑞典进入绿色能源时代，同时面临严峻的经济危机。国家能源机构专家古斯塔夫·艾贝纳说：“当时有一点十分明确，就是可再生能源的发展必须尽可能控制成本。”

　　瑞典采用“政府规定配额、市场出示证书”的发展模式。“从某种意义上讲，它与德国的补贴计划正相反，”在德国居住多年、熟谙德国能源改革的艾贝纳说。

　　瑞典模式下，清洁能源千瓦时的成本只比传统电力高约10％。“这意味着瑞典消费者迈进新能源时代所需缴纳的费用仅为德国消费者的一小部分，”艾贝纳说。

　　如今，瑞典正在稳步发展绿色能源，45％的发电量已从传统的水力发电转为新能源，而德国的相应比例仅为10％。

　　那么，瑞典模式是否适合德国？德国政府为此成立由专家和智库组成的委员会，其成员提交的方案建议，政府向能源供应商下达绿色能源指标，然后根据其生产情况逐渐提高指标。第一阶段的截止时间是2015年1月1日，届时27．5％的发电量将来自可再生能源；2016年，这一比例上升为29％；直至2020年达到35％。

　　至于发展何种绿色能源，各能源企业和市政公共机构可以自行选择。委员会相信能源供应商会将自己的钱合理运用于发展风力、太阳能或生物能，而市政公共机构则会寻求最低市场报价。这种竞争机制将令消费者受益。

　　为防止能源供应商在指标问题上作假，瑞典要求他们提交一系列绿色能源证书，每份证书代表完成了1兆瓦时指标，如未完成指标，将被课以重罚。

　　除此之外，一切皆遵循市场经济原则运作：当绿色能源生产不足时，市场上的绿色能源证书就少，电价自然上涨，这会激励投资者建造更多风力涡轮机或太阳能矩阵，也可以投资抽水蓄能系统，让能源生产更趋高效合理。

　　瑞典能源部长安娜－卡琳·哈特说，瑞典模式的最大优点是没有官僚限制，政府只设定目标，而不限制手段。

　　·唐昀·

　　唐昀

　　（原标题：德国绿色能源的弊端）