德国拟推“动态电网费”，储能成关键突破口

应对能源转型带来的日益严峻的电网拥堵挑战，德国联邦网络管理局（BNetzA）于2025年12月17日发布了一份里程碑式的讨论文件，正式提出引入“动态电网使用费组件”（dynamische Netzentgeltkomponente）。这一改革旨在通过精准的价格信号，激励电力用户主动调整用电或发电行为，从而缓解电网瓶颈、降低昂贵的再调度成本。值得注意的是，储能设施被明确指定为该新机制的首批且核心的目标群体，被视为打通市场灵活性与电网需求的关键枢纽。

长期以来，德国传统的电网使用费主要承担融资功能，即覆盖电网运营商的建设和运维成本。然而，随着可再生能源（尤其是风电和光伏）的大规模并网，其出力的高度波动性与跨境电力交易的复杂性，导致电网在特定时间和地点频繁出现“交通堵塞”——即电网瓶颈。当电网容量不足以承载电力潮流时，输电和配电公司不得不启动“再调度”（Redispatch）措施，指令部分电厂下调出力或上调备用机组，以维持电网安全稳定。这一过程不仅技术复杂，更带来了每年数十亿欧元的巨额成本，最终由全体电力消费者买单。

BNetzA认为，旧有的静态收费模式无法有效引导用户行为来预防或缓解这些瓶颈。为此，未来的通用电网使用费体系（AgNes）将被重构为两大核心支柱：一是确保电网运营商收入稳定的“融资功能组件”，二是专门用于引导用户行为的“激励功能组件”。此次发布的文件，正是聚焦于后者中的核心工具——“动态工作电价”。

所谓“动态工作电价”，其核心在于“时空动态性”与“成本精准反射”。与按年或按月收取的固定费用不同，该费用将基于电网的实时状态，在日前市场拍卖前以15分钟为间隔公布。更重要的是，它将是基于地理位置（ortsbezogen）的。这意味着，只有在存在或预期短期内会出现电网瓶颈的特定区域，用户才会收到这个额外的价格信号。例如，当北部风电大发而南部负荷中心需求高涨，导致南北输电通道过载时，该通道“下游”的南部用户用电价格会上升，而“上游”的北部用户则可能获得补贴以鼓励其用电，反之亦然。这种设计确保了价格信号能直接、精准地反映用户行为对电网造成的边际成本。

BNetzA强调，选择“工作电价”而非“容量/功率价格”作为动态化载体，是经过深思熟虑的。因为工作电价按实际用电量计费，能更精确地描绘出“多用一度电”在特定时空下对电网的真实影响（即边际成本），而容量价格反映的更多是长期平均成本，信号不够灵敏和准确。

为了确保该机制的有效性，新费用将采取强制性原则。一旦在某区域对某类用户群体启用，所有符合条件的用户都必须参与，以汇集足够的灵活性资源来响应价格信号。不过，其适用也设有明确边界：初期将主要针对高压及以上电网（1-3级），因为目前大部分结构性瓶颈集中于此。

一

储能：新机制的首要目标

在所有潜在的灵活性资源中，储能设施被BNetzA赋予了特殊的战略地位。文件明确指出，拥有独立电网接入点的储能设施（如大型电池储能电站、抽水蓄能电站等）将是动态电网费引入初期的强制性适用对象。

BNetzA认为，首先，储能的核心价值就在于提供时间上的灵活性，其商业模式天然依赖于对价格信号的响应。其次，独立接入的储能没有固有的用电或发电模式（不像户用光储系统以自发自用为主），其运行策略完全由外部市场和电网信号驱动，因此能最纯粹、最高效地响应动态价格。

更重要的是，此举意在解决一个日益凸显的矛盾：当前许多储能设施仅对电力批发市场价格做出反应，在电价低谷时充电、高峰时放电。然而，这种纯市场导向的行为有时会与电网物理约束背道而驰——例如，在电网已严重拥堵的区域继续充电，反而加剧了瓶颈。通过叠加动态电网费，可以向储能同时传递市场稀缺性和电网物理稀缺性的双重信号。当电网出现拥堵时，即使电力批发市场价格很低，高昂的动态电网费也会抑制储能的充电行为，从而使其运行策略兼顾经济效益与电网安全。

此外，BNetzA还透露，现行法律（EnWG第118条第6款）给予储能设施的电网费豁免待遇，在新体系下将难以为继。这为储能行业释放了一个清晰信号：未来，储能不仅要从市场中获利，也需为其对电网的使用和影响承担责任，同时也将因此获得新的、更丰富的收益来源。

对于与用户侧负荷或分布式发电耦合的储能（如工商业或户用储能），BNetzA则建议将其视为消费者或发电方的一部分，随其主体一同纳入后续阶段的动态费用体系。但文件也为这类储能留出了灵活空间，探讨了通过安装额外计量装置，使其能够单独响应动态费用信号的可能性。

二

系统性设计与未来展望

这一新机制的设计体现了高度的系统性思维。首先，它采用“自上而下”的级联传递模式。上游电网运营商（如输电公司）设定的动态费用会传递给下游（如配电公司），后者可在此基础上叠加本地的动态费用，以应对自己网络内的瓶颈。其次，费用结构是对称的：在同一地点和时间，若需减少用电，则用电收费为正，发电则获补贴；若需增加用电，则反之。这确保了对所有市场参与者（消费者、发电方、储能）的公平激励。

这项雄心勃勃的改革也面临诸多挑战。首当其冲的是公平性问题。那些因技术或经济原因无法灵活调整用电行为的用户（如普通家庭用户），可能会因无法响应高价信号而承担系统性额外负担。对此，BNetzA表示将持续监测，并考虑在初期采用缩小的价格区间，逐步过渡。

其次，技术实施复杂度极高。它要求建立全行业统一的定价算法、强大的IT基础设施、中央化的数据发布平台以及标准化的数据接口。此外，所有适用用户必须安装智能电表（iMSys）或具备负荷曲线计量（RLM）能力，这将标准负荷档案（SLP）用户暂时排除在外。

另一个关键考量是与其他政策工具的协调。BNetzA明确指出，动态电网费并非要取代现有的“再调度”机制，后者作为保障电网安全的最后防线依然不可或缺。但未来的再调度补偿计算，必须内嵌动态费用信号，以避免激励扭曲。同时，还需审视其与可再生能源选址激励、灵活并网协议等现有政策的潜在冲突，确保政策合力而非相互掣肘。

根据BNetzA的规划，这套全新的动态电网使用费体系有望在2029年初率先在高压电网层面落地，储能设施将成为首批“吃螃蟹的人”。长远来看，其目标是覆盖所有电压等级和所有类型的电网用户。

能源智库Agora Energiewende 电力项目负责人Philipp Godron表示，该提案“有潜力弥补德国电力市场设计中的一个根本缺陷：市场与物理的分离”。

“即使仅适用于大型电池，这也是一项了不起的改革，”赫蒂行政学院（Hertie School）能源政策教授Lion Hirth在领英上表示，“如果这项措施真的推广到所有发电商和消费者，在我看来，这将是德国电力市场自自由化以来最重大的一次改革。”

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