2013年德国陆上风电新装机容量达到3.2GW，继续领跑欧洲。2014年1月，德国政府公布了可再生能源法案提案，提案显示陆上风电新增装机容量将控制在2.5GW以内。如果提案获得通过无疑将影响投资者的信心，可能引发2014年新增项目的减少。2013年德国海上风电装机容量为240MW，累计装机容量达到520MW。目前还有2,432MW项目容量在建，预计将于2014-2015年上线。

　　但是2014年年初德国可再生能源法（EEG）进行再次修订，与海上风电相关的部分内容将会受到影响。德国风电在迅速发展过后，海上风电政策支持大幅降低，能源大国的风电未来前景可谓是尚待观察。

德国风电尚待观察

 

 

　　2009年，德国出台《可再生能源法案》修订案，规定可再生能源企业可以获得适当补贴，通过"强制上网电价"来促进本国风电的发展。陆上风电的上网电价为每千瓦时0.05~0.09欧元，而海上风电则达每千瓦时0.13欧元。靠着法律与市场机制的双重作用，德国在过去几年间风能产业快速发展。到2012年统计数据显示，德国风电累计装机容量超过2.7万MW，占全球总量的14%。

　　2011年7月，德国通过了《可再生能源法》的修改，修正案于2012年开始实施。此次修改的《可再生能源法》包括对陆上电价的修改和海上电价的修改。修改后的法案对可再生能源的目标进行了修改，新目标要求到2020年35%的可再生能源发电目标，2030年50%，2040年65%和2050年80%。此次法案修订，明显地提高了对各种可再生能源的补贴。不同可再生能源技术的电价水平或有升高，或维持不变。而且首批10个海上风电站的建设将得到政府的资助，德国复兴信贷银行在2011年设立了50亿欧元的海上风电专项贷款额度。

　　新法规中陆上风电电价并未下调，陆上风电固定电价的起始电价为0.0893欧元/kWh，基础电价为0.0487欧元/kWh。从2012年起，每年新项目的电价在前一年基础上下降1.5%，而修改前的电价年均降幅为1%。

　　对于更新退役风机的机组，电价维持原水平0.05欧元/kWh，并且只针对2002年以前安装的风机。新法案提高了对海上风电的电价水平，修改前海上风电的起始电价为0.13欧元/kWh，修改后新海上风电的起始电价为0.15欧元/kWh，此电价维持12年；或企业也可以选择起始电价0.19欧元/kWh，此电价维持8年。之后电价降为基础电价0.035欧元/kWh。每年开发的新项目电价在前一年基础上下降7%。

　　2014年，新一届德国政府对《可再生能源法》又一次进行的改革。4月初，德国内阁通过了该法案的改革草案，中心内容是削减对可再生能源的补贴，适度控制可再生能源发展。自此，生态能源发电占比调整到2025年达到最高45%，2035年不超过60%，固定上网电价降低10%20%，并强化市场机制，扩建储能设备以及开发新的储能技术。
 

 

 

　　2011年日本福岛核事故后，默克尔政府立刻作出退核决议。根据德国政府的能源转型计划，德国到2022年将彻底关闭核电站，到2050年可再生能源占总发电量的比重将超过80%。德国目前仍然是全球风电技术最为先进的国家，发展建设风电项目以及接入电网并网是德国风电目前的一大重点。

　　2013年8月，德国在大西洋东北部北海的第一个大型商业风力发电场"巴尔德离岸1号"正式投入运营，有80个风力发电机组，总装机容量达到400MW，能够满足大约40万户家庭的用电需求。是德国在北海建成的第一个已经并网发电的大型风力发电场。

　　2014年4月23日，德国安凯特电缆宣布德国Riffgat海上风电场连接到德国输电网的海上总承包项目成功完成。108MW的Riffgat海上风电场离德国博尔库姆岛西北部15千米远，是德国北海的第二座商用海上风电项目，包含30台风力涡轮机，可为120000家庭提供可持续能源。安凯特电缆由德国电网公司TenneT选中作为连接风电场和内陆的输出电缆系统的总承包商。项目总承包工作包括项目管理、工程设计、生产及现场施工。51千米的155千伏输出电缆和相关附件由安凯特电缆位于德国科隆的工厂生产。随着2014年1月完成最终的高压测试，安凯特电缆表示该海上总承包项目完成后。Riffgat海上风电场于今年2月12日开始为电网供电。

　　2014年2月，德国两大电网公司TenneT和TransnetBW宣布，计划在德国境内从北往南新建一条长800千米的输电网络，将德国北部风电输送给南部工业城市，以满足德国用电需求。这条电网有望于2016年获得政府批准开建，2022年投入使用，总投资100亿欧元。据称，这条输电网是"德国能源转型的脊柱和大动脉"，对保障德国南部的能源安全至关重要。德国的用电格局具有"三多三少"的矛盾：北部产电多，但城市少、用电需求小；南部产电少，但城市多、用电需求大。这就需要大规模新建高压电网，并改造现有线路，将北部生产的风电输往南部。

 

 

　　德国作为世界上风电发展较早、规模最大、技术最发达的国家之一。自1998年成为世界第一风电生产大国后，德国风电始终保持世界领先地位。德国联邦能源与水利协会统计，2012年上半年，德国各种可再生清洁能源的发电量达679亿千瓦时，占总发电量的25%。风能仍是德国最重要的可再生能源，占全国发电总量的9.2%。德国风电的优势可见一斑，离不开电力的统一规划、严谨的对待科学技术和完善的政策法规体系。但是德国风电遇到的困难也较多，在优势与苦难并存的状况下，德国风电的前景还尚待观察。

　　首先，德国非常重视风电与电网的统一规划问题。德国能源署很早就开展了"电网研究I、II"。"电网研究I"于2005年3月出版，研究了2015年前德国电网为接纳更多风电所采取的扩展升级问题，提出建设850千米、380千伏的输电线路，改造220千伏输电线路等建议。"电网研究II"研究了2020年及以后，随着海上风电、分布式发电技术的商业化，在考虑能源效率目标情况下，对电网进行扩展升级，如采用高压直流输电、新建线路、动态载荷和储能技术等。

　　其次，德国风电十分重视科学的技术标准和检测认证制度。第一，德国针对大规模风电并网制定了一系列的技术标准和规范，而且德国的技术规范要求高于国际电工委员会的标准。第二，德国建立了完善的风电发电并网检测认证制度，对风电有明确的入网检测和认证规定，包括风电机组的入网检测和大型风电场的并网运行检测评价等。以此保证风电机组性能和风电场运行特性满足系统安全稳定运行的要求。

　　第三，德国风电具有完善的政策法规体系。德国注重风电政策法规的导向作用，并根据发展实际，适时调整。1991年，德国出台《可再生能源购电法》，强制要求电力公司收购可再生能源电力；2000年，《可再生能源法》代替《可再生能源购电法》，规定可再生能源可以优先接入电网；2009年实施的《可再生能源法修正案》，对收购电价和风机技术要求进行了修改。

　　虽然，德国是引领欧盟绿色能源运动的领袖和榜样，国内消耗的电量四分之一来自可再生能源。然而另一个事实是，德国仍是世界最大的褐煤生产国，而褐煤是污染最严重的燃料之一，释放二氧化碳的最大元凶之一。最近十年，在德国风电迅速发展的同时，褐煤在德国能源体系中的地位悄然回升：2012年，新建的褐煤发电厂装机容量为2743MW，远超同年被关闭的老煤电厂容量-1321MW。2013年，德国产自褐煤的总电量比2012年增加了0.8%，达到1620亿千瓦时，为1990年以来的最高值，占当年所产总电量的26%，而可再生能源所产电量所占比例为25%，比例基本平衡。到2013年，德国的二氧化碳排放量继续增长。尽管风电和太阳能等可再生能源占发电比例达到23.4%，同比增长1%，但褐煤发电量暴涨6.5%，达到1990年以来德最高水平。