德国政府摧毁新建火力发电厂，看似矛盾实则反映了该国在能源转型中的复杂博弈。2019年通过的《煤炭退出法》规定2038年前全面退煤，但2022年俄乌冲突导致政策加速，新政府将退煤时限提前至2030年。新建电厂如Datteln 4（2020年投产）陷入法律困境，其规划周期（10年）与政策周期（3年）严重错配。欧盟碳价从2020年25欧元/吨飙升至2023年90欧元/吨，使煤电边际成本增加3倍。即便新建电厂效率达47%（超旧厂15%），仍无法抵消碳成本激增。
德国联邦行政法院2021年裁定，地方政府需将气候保护纳入项目审批，致使已获批项目面临重新审查。北威州某新建电厂因未核算2045碳中和目标被勒令拆除。德国2025年将投入230亿欧元建设南北高压直流走廊，新建煤电厂与电网改造周期冲突。黑泵电厂拆除后原址改建为1.2GW储能站，土地机会成本收益率提升40%。2023年风光发电补贴达280亿欧元，相较之下煤电获得的容量补贴仅17亿欧元。资本市场的逐利性导致银行间拆借利率对煤电项目上浮200基点。丹麦Ørsted、西班牙Iberdrola等跨国能源集团游说欧盟，推动《可再生能源加速法案》通过，规定新建化石能源项目不享受任何国家援助。莱茵集团（RWE）在莱茵盆地拆除3座新电厂，原址改建的电解槽阵列可利用既有电网接口，节省并网成本35%。褐煤矿坑转为地下储氢库，容积效率提升至7.8MWh/m³。
德国虚拟电厂容量2025年将达56GW，要求灵活调节电源占比超60%。燃煤机组最小技术出力（40%）远高于燃气轮机（25%），在现货市场负电价时段成为系统调节负担。欧盟ETS体系将BECCS（生物质能碳捕集）纳入负排放范畴，但煤电CCUS未被承认。某新建电厂配套的胺法碳捕集装置因无法计入碳配额终止，导致项目经济性崩溃。
德国此举本质上是制度成本与技术成本博弈的结果。据弗劳恩霍夫研究所测算，拆除新建电厂带来的140亿欧元损失，相较于延迟能源转型每年可能增加的230亿欧元气候适应成本，被视为必要代价。这种壮士断腕的决策，折射出工业文明向生态文明跨越过程中，基础设施投资逻辑的根本性转变——从追求全生命周期回报，转向构建弹性兼容的系统接口。这对发展中国家规划煤电项目具有警示意义：在净零承诺框架下，任何化石能源基础设施都需预设退出机制和转型接口。
