今年5月，德国联邦网络局（BNetzA）发布了《输配电价总体框架》的讨论稿（以下简称“AgNes”）。目前该讨论稿正处于行业研讨阶段，德国联邦网络局考虑各利益相关方意见后，将于今年年底发布草案并再次征求意见，最终框架将于2029年全面落地，并计划用于取代将于2028年底失效的《输配电价条例》。德国能源转型走在世界前列，目前可再生能源发电量占比超过50%，AgNes反映了德国在电力系统转型背景下输配电价改革的最新动向，对我国具有重要借鉴意义。
德国输配电价改革背景
德国本轮输配电价改革的直接原因是欧盟法院于2021年9月判决“由联邦政府通过条例统一设定电网收费标准”违反《电力内部市场指令》，要求由独立监管机构自主制定输配电价定价规则，确保监管的独立性与市场中立性。另外，欧盟委员会于今年7月发布《推动降低系统成本的未来适应性输配电价设计指南》，提出“强化位置信号、发电侧分担、优化容量电价占比”等统一原则，要求各成员国2026年提交落实规划，AgNes可视为德国对该指南的系统回应。
德国能源转型改变了其电力系统的运行逻辑，在此过程中积累的矛盾亟须通过新的监管框架予以解决。AgNes认为当前德国输配电价机制面临的问题主要包括以下方面。
全额缴费用户数量缩减导致输配电价持续攀升。现行电价机制规定全部电网成本由终端用户承担，电源不承担并网费用，成本分摊结构不合理。另外，随着分布式光伏发电和风电的大规模接入，大量自发自用的“产消者”（Prosumer）从公共网络获取电量明显减少，但仍需占用电网提供的备用容量。自发自用用户一般电压等级不高，现行德国电价政策规定其主要缴纳电量电费，因此其参与电网成本分担程度低，传统电力用户承担份额不断加大，进而促使更多用户安装分布式电源脱离电网，由此可能形成“电价上涨—分布式电源扩张—电网用户减少—电价继续上涨”的恶性循环，无屋顶资源的低收入群体承担更高电价。
潮流特点转变导致分电压等级输配电价结构扭曲。德国以最大需量作为分电压等级成本分摊基础。近年来，随着大量分布式电源接入德国低压配电网，本级发电已能覆盖本层大部分负荷，显著减少对高电压等级电能的依赖，导致其成本分摊能力下降，进而推高了高电压等级的输配电价，其中一部分甚至高于低电压等级的电价水平。价格信号的扭曲可能诱使用户为规避高压容量电费转向低压接入，致使低压配电网超载风险陡增，同时高压电网因负荷流失被迫将固定成本向剩余用户转嫁，推升整体电价水平。用户追求电价成本最小化的行为虽符合市场逻辑，但未承担因自由选择引发的系统成本外溢与安全风险。
缺乏对灵活用电行为的激励机制。德国对于低压用户仅有电量电价，缺乏容量电价，侧重激励用户节能而非削减峰值负荷。德国输配电价缺乏时间信号，无法充分引导用户错峰用能以减少网络堵塞，同时也不利于储能、虚拟电厂等灵活性资源发展。价格信号的单一性限制了需求侧响应和储能灵活调节潜力，不利于构建高效、协同的电力系统。
德国输配电价改革方向及要点
此次，AgNes的改革框架以“成本导向、可行性、财务分摊、激励功能”为四大基本原则，并讨论引入一系列创新性举措。
引入发电侧成本分担机制。现行德国输配电价体系主要由最终用电方承担电网建设和维护的全部成本，而发电侧几乎不承担公用网络输配电成本。但随着可再生能源扩建导致的电网成本上升，原成本分担机制的公平性问题日益突出。为此，AgNes提出引入发电侧分担过网费的机制，具体包括三种备选方案：一是按固定比例进行成本分摊，如发电侧分摊一半输配电成本（约165亿欧元/年）；二是将根据《德国可再生能源设施并网增量成本分配决议》确定的网络接入和增量调度成本转嫁给发电侧（约24亿欧元/年）；三是要求发电侧承担其在产生过程中负有特殊责任的系统服务成本（如再调度、网络备用、功率调节成本，约73亿欧元/年）。电量电价、需量电价、容量电价和固定电价原则上都可以作为发电侧输配电费（电网使用费）的计费模式。此外，AgNes提出引入建设成本分摊费（以下简称“BKZ”）作为输配电费的补充或替代方案。此前德国仅要求电源承担专用接入线路成本，属于浅度回收的接入价，而BKZ则在此基础上要求电源承担上级网络扩容成本，即深度回收的接入价。相对于发电侧分担过网费，BKZ的复杂度相对较低，并且也能够对电源投资选址和选择合理并网容量提供价格信号。发电侧成本分担机制的引入意味着风电、光伏发电等将根据其对电网的影响，公平分摊部分网络建设和运维成本，促进各类电源更加科学合理地参与电网资源的利用和投资决策。
强调主要基于容量电价的计费模式。AgNes倡导向基于容量的计费模式转变，即根据用户的最大负荷容量来确定电网费用，这样可以更合理地反映电网建设和运维的成本。对于自发自用用户，也在探讨设立固定的基本电费，以覆盖其对电网的固定影响，从而破解公共网络“电量下降—电价上升”的恶性循环。另外，AgNes提出以容量电价替代需量电价，直接根据用户报装的容量收费。由于超出报装容量将面临罚款，用户可能会在报装时预留一定的容量裕度，从而为灵活用电创造可能。同时，电网运营商可更有针对性地重新分配未使用容量，从而提高效率。通过这种结构调整，用户和电源将被激励优化其用电和发电行为，减少高峰负荷，降低电网投资压力。
探索引入动态输配电价。为了更有效地管理电网负荷，AgNes提出引入分时输配电价，其可分为静态型和动态型两类。静态分时输配电价是推动输配电价动态化的一种基础形式，即在一个较长周期（如一年）内，预先设定固定的用电时段和对应电价水平（例如尖峰、峰、平、谷），用户可以提前了解并据此调整用电安排。动态分时输配电价则是根据电网实际运行情况（如负荷水平）来动态确定下一时段输配电价，价格更新频率高（如按天、小时甚至更短时间），能够更精确地反映电网运行状况，但需要更高的数字技术支持。动态输配电价旨在反映不同时间和区域电网的实际负担，引导用户错峰用电，提升电网运行效率。
统一不同区域输配电价。由于监管遗留和交叉补贴问题，目前德国各地区的配电网费用存在较大差异，导致用户间成本负担不均。AgNes考虑通过统一区域输配电价标准，消除不同地区之间的输配电价差异，增强电网费用的公平性和透明度。统一的区域输配电价有助于简化计费体系，促进跨区域电力交易和能源市场一体化，支持全国范围内的能源转型目标。然而，统一输配电价可能削弱位置信号，未来设计需在区域公平性和区域动态定价可行性间寻求平衡。
明确储能设施输配电成本分摊机制。随着储能技术的广泛应用，储能设备在电网中的作用日益重要。德国现行政策规定在2028年并网的新建储能可获得20年输配电价豁免。AgNes明确提出要界定储能设施在电网成本中的责任分担，计划取消“全豁免”政策，储能需缴纳电量电价和容量电价。对于以峰谷价差套利为目的的储能更适合采用容量电价，以避免对其电力交易活动形成限制。通过合理的费用分配，既能激励储能技术的发展和应用，又能保证储能设施对电网成本的公平承担，促进系统整体灵活性和稳定性提升。
精简电压层级以及引入双向成本分摊。分布式能源的广泛接入，可能导致低电压接入反而比高电压便宜。这种异常定价导致用户仅出于成本考虑选择不合适的接入层级，影响电网效率和经济性。为解决这一问题，改革方案提出考虑精简线路和变压器层级，例如将原先单列的变压器层级与上一电压层级合并，低压侧接入的用户将根据所采用的电压被归入下游电压层级。同时，随着可再生能源的接入，许多地区出现电力从下向上的反向潮流，而现行分电压等级成本分摊机制仅基于传统单向潮流。引入双向成本分摊可以根据实际双向潮流分配费用，更加符合成本动因原则。然而，这也会显著增加核算复杂性、降低透明度，并给监管和结算带来挑战，因而德国联邦网络局对此仍持谨慎态度。
德国输配电价改革对我国的启示
AgNes为我国输配电价定价机制的完善提供了诸多有益借鉴。
推动引入接入侧电价机制，体现接入位置信号。德国通过引入发电侧分担电网建设和运维成本，促进各方公平分担费用，减轻终端用户负担。这对我国同样具有启示意义，特别是在新能源比例持续提升、驱动电网投资成本大幅增长的背景下，需要通过价格信号引导电源合理选址，降低电源并网的社会成本。我国可从电源接入价起步，探索先按浅度接入模式收费，即电源仅承担其到电网最近连接点的设施建设成本，通过接入价回收接入线路专项工程成本。
优化输配电价两部制结构，突出对电网占用成本的分摊责任。德国改革强调由传统电量计费向容量和负荷计费转变，更准确地反映用户对电网的占用程度。我国也面临峰谷负荷不均和部分用户对电网容量占用过高的问题，应考虑适当提高输配电价中容量电价占比，激励用户合理分配负荷，降低电网投资压力。针对具有瞬时峰值负荷特性的低负荷率用户，如自发自用项目，适当提高容量电价回收占比。
完善输配电成本分摊机制，适应电网潮流变化趋势。双向成本分摊有助于引导用户在空间和接入层级上的合理选择，提升费用公平性和灵活性。我国在分布式能源快速增长、新能源装机占比不断提高和区域潮流复杂多变的背景下，也应探索研究基于实际潮流的输配电成本分摊机制，体现不同网络节点的边际成本，兼顾公平与效率。
优化完善储能设施的输配电价政策。随着我国储能快速发展，需进一步完善储能的电网接入和输配电成本分摊政策，通过价格手段激励储能主体发挥灵活性调节功能，充分发挥其削峰填谷和缓解网架强化投资的系统价值，确保政策既体现成本，又避免过度补贴。
（作者梁炯豪、吴鸿亮、刘本杰，单位为南方电网能源发展研究院有限责任公司；作者李葳，单位为中山大学）
