中國儲能網訊：今年5月，德國聯邦網絡局（BNetzA）發(fā)布了《輸配電價總體框架》的討論稿（以下簡稱“AgNes”）。目前該討論稿正處于行業(yè)研討階段，德國聯邦網絡局考慮各利益相關方意見后，將于今年年底發(fā)布草案并再次征求意見，最終框架將于2029年全面落地，并計劃用于取代將于2028年底失效的《輸配電價條例》。德國能源轉型走在世界前列，目前可再生能源發(fā)電量占比超過50%，AgNes反映了德國在電力系統(tǒng)轉型背景下輸配電價改革的最新動向，對我國具有重要借鑒意義。
德國輸配電價改革背景
德國本輪輸配電價改革的直接原因是歐盟法院于2021年9月判決“由聯邦政府通過條例統(tǒng)一設定電網收費標準”違反《電力內部市場指令》，要求由獨立監(jiān)管機構自主制定輸配電價定價規(guī)則，確保監(jiān)管的獨立性與市場中立性。另外，歐盟委員會于今年7月發(fā)布《推動降低系統(tǒng)成本的未來適應性輸配電價設計指南》，提出“強化位置信號、發(fā)電側分擔、優(yōu)化容量電價占比”等統(tǒng)一原則，要求各成員國2026年提交落實規(guī)劃，AgNes可視為德國對該指南的系統(tǒng)回應。
德國能源轉型改變了其電力系統(tǒng)的運行邏輯，在此過程中積累的矛盾亟須通過新的監(jiān)管框架予以解決。AgNes認為當前德國輸配電價機制面臨的問題主要包括以下方面。
全額繳費用戶數量縮減導致輸配電價持續(xù)攀升?，F行電價機制規(guī)定全部電網成本由終端用戶承擔，電源不承擔并網費用，成本分攤結構不合理。另外，隨著分布式光伏發(fā)電和風電的大規(guī)模接入，大量自發(fā)自用的“產消者”（Prosumer）從公共網絡獲取電量明顯減少，但仍需占用電網提供的備用容量。自發(fā)自用用戶一般電壓等級不高，現行德國電價政策規(guī)定其主要繳納電量電費，因此其參與電網成本分擔程度低，傳統(tǒng)電力用戶承擔份額不斷加大，進而促使更多用戶安裝分布式電源脫離電網，由此可能形成“電價上漲—分布式電源擴張—電網用戶減少—電價繼續(xù)上漲”的惡性循環(huán)，無屋頂資源的低收入群體承擔更高電價。
潮流特點轉變導致分電壓等級輸配電價結構扭曲。德國以最大需量作為分電壓等級成本分攤基礎。近年來，隨著大量分布式電源接入德國低壓配電網，本級發(fā)電已能覆蓋本層大部分負荷，顯著減少對高電壓等級電能的依賴，導致其成本分攤能力下降，進而推高了高電壓等級的輸配電價，其中一部分甚至高于低電壓等級的電價水平。價格信號的扭曲可能誘使用戶為規(guī)避高壓容量電費轉向低壓接入，致使低壓配電網超載風險陡增，同時高壓電網因負荷流失被迫將固定成本向剩余用戶轉嫁，推升整體電價水平。用戶追求電價成本最小化的行為雖符合市場邏輯，但未承擔因自由選擇引發(fā)的系統(tǒng)成本外溢與安全風險。
缺乏對靈活用電行為的激勵機制。德國對于低壓用戶僅有電量電價，缺乏容量電價，側重激勵用戶節(jié)能而非削減峰值負荷。德國輸配電價缺乏時間信號，無法充分引導用戶錯峰用能以減少網絡堵塞，同時也不利于儲能、虛擬電廠等靈活性資源發(fā)展。價格信號的單一性限制了需求側響應和儲能靈活調節(jié)潛力，不利于構建高效、協同的電力系統(tǒng)。
德國輸配電價改革方向及要點
此次，AgNes的改革框架以“成本導向、可行性、財務分攤、激勵功能”為四大基本原則，并討論引入一系列創(chuàng)新性舉措。
引入發(fā)電側成本分擔機制?，F行德國輸配電價體系主要由最終用電方承擔電網建設和維護的全部成本，而發(fā)電側幾乎不承擔公用網絡輸配電成本。但隨著可再生能源擴建導致的電網成本上升，原成本分擔機制的公平性問題日益突出。為此，AgNes提出引入發(fā)電側分擔過網費的機制，具體包括三種備選方案：一是按固定比例進行成本分攤，如發(fā)電側分攤一半輸配電成本（約165億歐元/年）；二是將根據《德國可再生能源設施并網增量成本分配決議》確定的網絡接入和增量調度成本轉嫁給發(fā)電側（約24億歐元/年）；三是要求發(fā)電側承擔其在產生過程中負有特殊責任的系統(tǒng)服務成本（如再調度、網絡備用、功率調節(jié)成本，約73億歐元/年）。電量電價、需量電價、容量電價和固定電價原則上都可以作為發(fā)電側輸配電費（電網使用費）的計費模式。此外，AgNes提出引入建設成本分攤費（以下簡稱“BKZ”）作為輸配電費的補充或替代方案。此前德國僅要求電源承擔專用接入線路成本，屬于淺度回收的接入價，而BKZ則在此基礎上要求電源承擔上級網絡擴容成本，即深度回收的接入價。相對于發(fā)電側分擔過網費，BKZ的復雜度相對較低，并且也能夠對電源投資選址和選擇合理并網容量提供價格信號。發(fā)電側成本分擔機制的引入意味著風電、光伏發(fā)電等將根據其對電網的影響，公平分攤部分網絡建設和運維成本，促進各類電源更加科學合理地參與電網資源的利用和投資決策。
強調主要基于容量電價的計費模式。AgNes倡導向基于容量的計費模式轉變，即根據用戶的最大負荷容量來確定電網費用，這樣可以更合理地反映電網建設和運維的成本。對于自發(fā)自用用戶，也在探討設立固定的基本電費，以覆蓋其對電網的固定影響，從而破解公共網絡“電量下降—電價上升”的惡性循環(huán)。另外，AgNes提出以容量電價替代需量電價，直接根據用戶報裝的容量收費。由于超出報裝容量將面臨罰款，用戶可能會在報裝時預留一定的容量裕度，從而為靈活用電創(chuàng)造可能。同時，電網運營商可更有針對性地重新分配未使用容量，從而提高效率。通過這種結構調整，用戶和電源將被激勵優(yōu)化其用電和發(fā)電行為，減少高峰負荷，降低電網投資壓力。
探索引入動態(tài)輸配電價。為了更有效地管理電網負荷，AgNes提出引入分時輸配電價，其可分為靜態(tài)型和動態(tài)型兩類。靜態(tài)分時輸配電價是推動輸配電價動態(tài)化的一種基礎形式，即在一個較長周期（如一年）內，預先設定固定的用電時段和對應電價水平（例如尖峰、峰、平、谷），用戶可以提前了解并據此調整用電安排。動態(tài)分時輸配電價則是根據電網實際運行情況（如負荷水平）來動態(tài)確定下一時段輸配電價，價格更新頻率高（如按天、小時甚至更短時間），能夠更精確地反映電網運行狀況，但需要更高的數字技術支持。動態(tài)輸配電價旨在反映不同時間和區(qū)域電網的實際負擔，引導用戶錯峰用電，提升電網運行效率。
統(tǒng)一不同區(qū)域輸配電價。由于監(jiān)管遺留和交叉補貼問題，目前德國各地區(qū)的配電網費用存在較大差異，導致用戶間成本負擔不均。AgNes考慮通過統(tǒng)一區(qū)域輸配電價標準，消除不同地區(qū)之間的輸配電價差異，增強電網費用的公平性和透明度。統(tǒng)一的區(qū)域輸配電價有助于簡化計費體系，促進跨區(qū)域電力交易和能源市場一體化，支持全國范圍內的能源轉型目標。然而，統(tǒng)一輸配電價可能削弱位置信號，未來設計需在區(qū)域公平性和區(qū)域動態(tài)定價可行性間尋求平衡。
明確儲能設施輸配電成本分攤機制。隨著儲能技術的廣泛應用，儲能設備在電網中的作用日益重要。德國現行政策規(guī)定在2028年并網的新建儲能可獲得20年輸配電價豁免。AgNes明確提出要界定儲能設施在電網成本中的責任分擔，計劃取消“全豁免”政策，儲能需繳納電量電價和容量電價。對于以峰谷價差套利為目的的儲能更適合采用容量電價，以避免對其電力交易活動形成限制。通過合理的費用分配，既能激勵儲能技術的發(fā)展和應用，又能保證儲能設施對電網成本的公平承擔，促進系統(tǒng)整體靈活性和穩(wěn)定性提升。
精簡電壓層級以及引入雙向成本分攤。分布式能源的廣泛接入，可能導致低電壓接入反而比高電壓便宜。這種異常定價導致用戶僅出于成本考慮選擇不合適的接入層級，影響電網效率和經濟性。為解決這一問題，改革方案提出考慮精簡線路和變壓器層級，例如將原先單列的變壓器層級與上一電壓層級合并，低壓側接入的用戶將根據所采用的電壓被歸入下游電壓層級。同時，隨著可再生能源的接入，許多地區(qū)出現電力從下向上的反向潮流，而現行分電壓等級成本分攤機制僅基于傳統(tǒng)單向潮流。引入雙向成本分攤可以根據實際雙向潮流分配費用，更加符合成本動因原則。然而，這也會顯著增加核算復雜性、降低透明度，并給監(jiān)管和結算帶來挑戰(zhàn)，因而德國聯邦網絡局對此仍持謹慎態(tài)度。
德國輸配電價改革對我國的啟示
AgNes為我國輸配電價定價機制的完善提供了諸多有益借鑒。
推動引入接入側電價機制，體現接入位置信號。德國通過引入發(fā)電側分擔電網建設和運維成本，促進各方公平分擔費用，減輕終端用戶負擔。這對我國同樣具有啟示意義，特別是在新能源比例持續(xù)提升、驅動電網投資成本大幅增長的背景下，需要通過價格信號引導電源合理選址，降低電源并網的社會成本。我國可從電源接入價起步，探索先按淺度接入模式收費，即電源僅承擔其到電網最近連接點的設施建設成本，通過接入價回收接入線路專項工程成本。
優(yōu)化輸配電價兩部制結構，突出對電網占用成本的分攤責任。德國改革強調由傳統(tǒng)電量計費向容量和負荷計費轉變，更準確地反映用戶對電網的占用程度。我國也面臨峰谷負荷不均和部分用戶對電網容量占用過高的問題，應考慮適當提高輸配電價中容量電價占比，激勵用戶合理分配負荷，降低電網投資壓力。針對具有瞬時峰值負荷特性的低負荷率用戶，如自發(fā)自用項目，適當提高容量電價回收占比。
完善輸配電成本分攤機制，適應電網潮流變化趨勢。雙向成本分攤有助于引導用戶在空間和接入層級上的合理選擇，提升費用公平性和靈活性。我國在分布式能源快速增長、新能源裝機占比不斷提高和區(qū)域潮流復雜多變的背景下，也應探索研究基于實際潮流的輸配電成本分攤機制，體現不同網絡節(jié)點的邊際成本，兼顧公平與效率。
優(yōu)化完善儲能設施的輸配電價政策。隨著我國儲能快速發(fā)展，需進一步完善儲能的電網接入和輸配電成本分攤政策，通過價格手段激勵儲能主體發(fā)揮靈活性調節(jié)功能，充分發(fā)揮其削峰填谷和緩解網架強化投資的系統(tǒng)價值，確保政策既體現成本，又避免過度補貼。
