中國儲能網(wǎng)訊：今年5月，德國聯(lián)邦網(wǎng)絡(luò)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(lián)邦網(wǎng)絡(luò)局考慮各利益相關(guān)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(zhuǎn)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(zhuǎn)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(lián)邦政府通過條例統(tǒng)一設(shè)定電網(wǎng)收費標準”違反《電力內(nèi)部市場指令》，要求由獨立監(jiān)管機構(gòu)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(shè)計指南》，提出“強化位置信號、發(fā)電側(cè)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(zhuǎn)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(shù)量縮減導致輸配電價持續(xù)攀升。現(xiàn)行電價機制規(guī)定全部電網(wǎng)成本由終端用戶承擔，電源不承擔并網(wǎng)費用，成本分攤結(jié)構(gòu)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(chǎn)消者”（Prosumer）從公共網(wǎng)絡(luò)獲取電量明顯減少，但仍需占用電網(wǎng)提供的備用容量。自發(fā)自用用戶一般電壓等級不高，現(xiàn)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(wǎng)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(wǎng)，由此可能形成“電價上漲—分布式電源擴張—電網(wǎng)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(zhuǎn)變導致分電壓等級輸配電價結(jié)構(gòu)扭曲。德國以最大需量作為分電壓等級成本分攤基礎(chǔ)。近年來，隨著大量分布式電源接入德國低壓配電網(wǎng)，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(zhuǎn)向低壓接入，致使低壓配電網(wǎng)超載風險陡增，同時高壓電網(wǎng)因負荷流失被迫將固定成本向剩余用戶轉(zhuǎn)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(cè)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(wǎng)絡(luò)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(cè)響應和儲能靈活調(diào)節(jié)潛力，不利于構(gòu)建高效、協(xié)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(cè)成本分擔機制?，F(xiàn)行德國輸配電價體系主要由最終用電方承擔電網(wǎng)建設(shè)和維護的全部成本，而發(fā)電側(cè)幾乎不承擔公用網(wǎng)絡(luò)輸配電成本。但隨著可再生能源擴建導致的電網(wǎng)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(cè)分擔過網(wǎng)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(cè)分攤一半輸配電成本（約165億歐元/年）；二是將根據(jù)《德國可再生能源設(shè)施并網(wǎng)增量成本分配決議》確定的網(wǎng)絡(luò)接入和增量調(diào)度成本轉(zhuǎn)嫁給發(fā)電側(cè)（約24億歐元/年）；三是要求發(fā)電側(cè)承擔其在產(chǎn)生過程中負有特殊責任的系統(tǒng)服務成本（如再調(diào)度、網(wǎng)絡(luò)備用、功率調(diào)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(cè)輸配電費（電網(wǎng)使用費）的計費模式。此外，AgNes提出引入建設(shè)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(chǔ)上要求電源承擔上級網(wǎng)絡(luò)擴容成本，即深度回收的接入價。相對于發(fā)電側(cè)分擔過網(wǎng)費，BKZ的復雜度相對較低，并且也能夠?qū)﹄娫赐顿Y選址和選擇合理并網(wǎng)容量提供價格信號。發(fā)電側(cè)成本分擔機制的引入意味著風電、光伏發(fā)電等將根據(jù)其對電網(wǎng)的影響，公平分攤部分網(wǎng)絡(luò)建設(shè)和運維成本，促進各類電源更加科學合理地參與電網(wǎng)資源的利用和投資決策。
強調(diào)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(zhuǎn)變，即根據(jù)用戶的最大負荷容量來確定電網(wǎng)費用，這樣可以更合理地反映電網(wǎng)建設(shè)和運維的成本。對于自發(fā)自用用戶，也在探討設(shè)立固定的基本電費，以覆蓋其對電網(wǎng)的固定影響，從而破解公共網(wǎng)絡(luò)“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(jù)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(wǎng)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(jié)構(gòu)調(diào)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(wǎng)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(wǎng)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(chǔ)形式，即在一個較長周期（如一年）內(nèi)，預先設(shè)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(jù)此調(diào)整用電安排。動態(tài)分時輸配電價則是根據(jù)電網(wǎng)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(wǎng)運行狀況，但需要更高的數(shù)字技術(shù)支持。動態(tài)輸配電價旨在反映不同時間和區(qū)域電網(wǎng)的實際負擔，引導用戶錯峰用電，提升電網(wǎng)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(wǎng)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(wǎng)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(nèi)的能源轉(zhuǎn)型目標。然而，統(tǒng)一輸配電價可能削弱位置信號，未來設(shè)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(shè)施輸配電成本分攤機制。隨著儲能技術(shù)的廣泛應用，儲能設(shè)備在電網(wǎng)中的作用日益重要。德國現(xiàn)行政策規(guī)定在2028年并網(wǎng)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(shè)施在電網(wǎng)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(shù)的發(fā)展和應用，又能保證儲能設(shè)施對電網(wǎng)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(wǎng)效率和經(jīng)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(cè)接入的用戶將根據(jù)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(xiàn)電力從下向上的反向潮流，而現(xiàn)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(jù)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(jié)算帶來挑戰(zhàn)，因而德國聯(lián)邦網(wǎng)絡(luò)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(cè)電價機制，體現(xiàn)接入位置信號。德國通過引入發(fā)電側(cè)分擔電網(wǎng)建設(shè)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(qū)動電網(wǎng)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(wǎng)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(wǎng)最近連接點的設(shè)施建設(shè)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(jié)構(gòu)，突出對電網(wǎng)占用成本的分攤責任。德國改革強調(diào)由傳統(tǒng)電量計費向容量和負荷計費轉(zhuǎn)變，更準確地反映用戶對電網(wǎng)的占用程度。我國也面臨峰谷負荷不均和部分用戶對電網(wǎng)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(wǎng)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(wǎng)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(xiàn)不同網(wǎng)絡(luò)節(jié)點的邊際成本，兼顧公平與效率。
優(yōu)化完善儲能設(shè)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(wǎng)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(diào)節(jié)功能，充分發(fā)揮其削峰填谷和緩解網(wǎng)架強化投資的系統(tǒng)價值，確保政策既體現(xiàn)成本，又避免過度補貼。
