中國儲能網訊：德國多達95%的可再生能源發(fā)電設施接入配電網，尤其集中在農村電網。以德國西北部地區(qū)重要的能源供應商EWE公司（以下簡稱“EWE”）為例，2023年EWE負責的北部農村電網可再生能源占比超過100%，許多地區(qū)的風能和光伏的返送功率早在十年前就已超過當?shù)仄骄摵傻氖叮淠陾夒娐势骄鶅H為3%。本文將系統(tǒng)分析德國配電網在規(guī)劃、運行和市場規(guī)則等方面面臨的挑戰(zhàn)、創(chuàng)新及未來發(fā)展路徑，以期為中國配電網建設提供啟示。
01
挑戰(zhàn)
德國北部以風電為主，許多配電網已接近、達到甚至超過100%可再生能源供電。其主要挑戰(zhàn)包括：控制配電網擴建成本，應對由配電網擁塞引發(fā)的再調度需求，以及基于可調配電變壓器的低壓配電網改造。
1、配電網擴建
EWE的農村配電網年均停電時間長期維持在3至4分鐘左右，處于德國領先水平，多次被德國聯(lián)邦網絡監(jiān)管局作為評估基準。這一成就源于其高電纜化率，目前其配電網已實現(xiàn)100%電纜化，并配備高度自動化的調度系統(tǒng)。在德國，過網費依據高效成本制定，在事前以收益上限的形式獲得監(jiān)管批準。盡管停電時間不會按每分鐘直接計費，但會通過“質量因素”間接影響電網運營商的總體收益。根據EWE歷年年度報告，配電網幾乎每年都獲得了最高等級4%的獎勵。其配電網投資（包括消納可再生能源的擴建）回報在整體收益中占據極高比例，大約相當于監(jiān)管規(guī)定年收益率的5至6倍。
一般而言，返送功率是典型的匯流問題。在中壓配電網中，返送功率主要在高壓變壓器處引發(fā)過流風險；而在高壓配電網中，則集中于超高壓變壓器，容易導致過流和電壓偏差問題。根據德國聯(lián)邦網絡監(jiān)管局的統(tǒng)計，德國輸電網直接采取的棄電措施僅占全國總棄電量的約30%，這意味著大部分棄電實際上發(fā)生在配電網層級。然而，由于超高壓變壓器歸屬輸電網，大部分因棄電產生的賠償也由輸電網承擔，除非涉及系統(tǒng)安全問題。
由于貫通德國南北的超高壓直流輸電線路迄今未能建成，導致北部海上風電難以有效送達南部負荷中心。這一結構性瓶頸造成輸電網頻繁擁塞，線路過載問題突出。為應對這一局限，輸電網被迫采取“再調度”措施，在北部棄風、南部啟用燃氣電廠之間通過“一升一降”實現(xiàn)系統(tǒng)平衡。其中，棄風以北部海上風電為主，配電網層級的棄風為輔。
經過多年建設，大多數(shù)配電網已基本具備“可觀、可測、可調、可控”的能力。在此基礎上，配電網逐步具備了優(yōu)化棄電的能力，部分地區(qū)甚至實現(xiàn)了“全自動棄電控制”。盡管如此，當前仍面臨一系列關鍵挑戰(zhàn)，包括“再調度2.0”、客戶流失及“動態(tài)過網費”等復雜問題。
2、再調度2.0
自2022年起，德國配電網被正式納入“再調度”體系，所有裝機容量超過100千瓦的可再生能源設施需參與新實施的“再調度2.0”措施。該措施明確要求，在棄電情況下，配電網也必須實現(xiàn)系統(tǒng)平衡。
在執(zhí)行“再調度2.0”過程中，配電網調度需提前48小時進行潮流預測，并據此優(yōu)化棄電方案。系統(tǒng)平衡的實現(xiàn)依賴于發(fā)電與負荷的靈活調節(jié)能力，以及現(xiàn)貨市場的交易機制。
然而，配電網在執(zhí)行“再調度2.0”時面臨諸多挑戰(zhàn)：一是中壓節(jié)點的可再生能源預測精度受限于統(tǒng)計特性不足，難以達到預期水平；二是外部等值電網建模精度仍顯不足，需要通過進一步改善電網預測模型交互來解決；三是發(fā)電側與負荷側的靈活性有限。這些因素共同制約了“再調度2.0”的高效實施。
根據德國電氣工程師協(xié)會（VDE）發(fā)布的并網標準《技術接入規(guī)定》，EWE配電網要求所有裝機容量在100千瓦及以上的分布式發(fā)電和儲能設備，必須按照無功—電壓特性曲線（Q(U)）或固定功率因數(shù)（cos φ）提供動態(tài)無功功率支持。此類設備需通過遠程監(jiān)控系統(tǒng)傳輸無功功率的設定值與實際值，以實現(xiàn)本地電壓與無功功率的穩(wěn)定控制——這一機制已成為當前減少外部無功功率采購的關鍵前提。得益于此，EWE配電網的自身無功補償成本大幅降低，僅配備一套無功補償裝置即可滿足整體需求。
根據EWE配電網公布的信息，自實施“再調度2.0”以來，與上游電網公司的協(xié)同再調度量減少約15%，系統(tǒng)整體的再調度成本也相應下降。與此同時，過去十年中因棄電而觸發(fā)的電網調度干預次數(shù)激增近百倍，反映出配電網在應對可再生能源波動方面的響應速度與調節(jié)靈活性已顯著增強。
3、可調配電網變壓器
低壓配電網主要面臨光伏抬高末端電壓引起的越界問題。實踐證明，使用可調配電網變壓器無論是經濟上還是技術上都是最理想的措施。
自2015年以來，EWE配電網已在其系統(tǒng)中接入近300臺可調配電變壓器。在電壓波動頻發(fā)的區(qū)域，這類變壓器已成為標準配置。示范階段運行穩(wěn)定，未出現(xiàn)明顯技術問題。項目目標——通過協(xié)調控制可調配電變壓器，實現(xiàn)中壓電網的集中電壓調節(jié)——已全面實現(xiàn)。實踐表明，在許多場景下，多個可調變壓器的協(xié)同運行可有效替代或延緩傳統(tǒng)電網擴建，同時顯著提升可再生能源的接入能力。
EWE配電網目前擁有約2萬臺配電變壓器，并已啟動一項持續(xù)的改造計劃，通過對新建和更換設備設定強制性可調變壓器配置要求。該計劃還包括推動配電變壓器全面接入數(shù)字化調度系統(tǒng)（計劃于2027年前完成），并開展集中式電壓控制的試點項目。EWE計劃到2035年將可調變壓器的比例提升至接近100%。這將成為提升配電網應對高比例可再生能源能力、實現(xiàn)企業(yè)氣候中立目標的關鍵舉措之一。
02
創(chuàng)新
德國配電網的創(chuàng)新主要集中在政府資助的大型研究項目中，其中最受關注的領域是削峰規(guī)劃與分布式可再生能源的靈活性市場。前者屬于監(jiān)管范疇，后者則屬于市場機制，兩者相輔相成，協(xié)同推進配電網的高效與靈活運行。
1、削峰規(guī)劃
在傳統(tǒng)電網規(guī)劃中，電網容量通常依據電流峰值進行設計。根據德國早期的可再生能源法規(guī)，電網必須接收每一度可再生能源所發(fā)電量，這意味著配電網需按新能源發(fā)電的峰值水平進行規(guī)劃與擴建。從成本角度看，這不僅加重了電網企業(yè)的投資壓力，也可能推高電價，進而增加居民和工業(yè)用戶的負擔——因為過網費是電價的重要組成部分。
為應對這一挑戰(zhàn)，EWE率先提出了“5%實時削峰”概念。根據該原理，僅需削減分布式可再生能源約5%的發(fā)電量，即可使配電網的可接入容量提高至原來的兩倍以上。其核心在于：分布式新能源靠近負荷側運行，峰值發(fā)電更容易被本地負荷吸收，從而顯著降低實際所需的削峰電量。
最終，電網規(guī)劃策略為該問題提供了制度化解決方案。在無需更換設備或增加投資的前提下，僅在電網規(guī)劃定容時預留3%的削峰空間，即可顯著降低擴網成本。德國聯(lián)邦經濟部一個資助項目的結果表明，在最佳情境下，大多數(shù)配電網的投資可減少近一半左右，尤其對于中壓配電網而言。得益于行業(yè)長期的技術探索與政策推動，德國政府于2017年修訂《能源法》，正式引入“3%削峰”規(guī)劃原則，允許在電網規(guī)劃中保留一定的可控削減量，避免資源浪費。該法規(guī)核心在于：對于不超過3%的削峰容量，電網公司無需進行經濟補償，從而間接減輕了終端用戶的電價負擔。
2、分布式可再生能源靈活性市場
德國對分布式可再生能源靈活性市場的探索，正從早期“概念驗證”邁向以法規(guī)驅動、平臺支撐的成長期。實踐經驗表明，唯有同步破解智能電表普及、數(shù)據標準化、流程簡化與監(jiān)管機制?四大瓶頸，市場才能真正發(fā)揮在緩解配電網擁塞、提升可再生能源消納方面的價值。
以EWE—歐洲現(xiàn)貨市場平臺的聯(lián)合試點為例：在現(xiàn)場測試中，生物質氣和風電機組根據實時價格信號主動降出力。同時，弗里斯蘭法雷爾的一臺電動天然氣壓縮機與一座混合儲能裝置被激活，以吸收富余電力。與傳統(tǒng)強制限發(fā)不同，靈活性資源能夠“看價”自發(fā)響應，測試結果證實該模式可有效緩解局部擁塞并提高分布式能源的接入能力。
試點也暴露了兩大挑戰(zhàn)：
1. 供應方成本過高——電池儲能與可調負荷等潛在提供者認為其機會成本（例如生產中斷）尚未得到充分補償
2. 監(jiān)管不確定性——基線核算、價格形成及地方市場監(jiān)管規(guī)則尚待明確，策略性“增發(fā)—減發(fā)”套利風險需防范
圍繞上述痛點，探索正沿兩條路徑推進：一是德國計劃在“再調度?3.0?”框架下，將分布式靈活性資源納入統(tǒng)一的市場出清流程。二是歐洲現(xiàn)貨市場平臺在他國試點“本地靈活性交易”，以驗證區(qū)域化出清機制。當前高質量資源供給仍顯不足，但隨著電池價格持續(xù)下降，這一結構性瓶頸有望逐步緩解，為靈活性市場走向成熟奠定基礎。
03
未來路徑
未來，德國配電網將面臨兩項主要任務：一是將大量戶用光伏、電池和熱泵納入配電網的調度與市場機制中，以減少負電價現(xiàn)象，提升可再生能源的消納能力；二是推行動態(tài)過網費機制，增強統(tǒng)一市場價格對配電網擁塞的引導與疏導作用。
1、再調度3.0
為了更好地消納可再生能源，減少負電價現(xiàn)象，德國已經在著手準備引入“再調度3.0”機制。也就是說，將戶用光伏、電池和熱泵及電動車納入配電網調度和市場機制。
研究結果表明，家庭接入的電動車在采用靈活充電策略的情況下，系統(tǒng)成本最高可降低約70%。為進一步釋放分布式靈活性潛力，現(xiàn)有的基于成本的“再調度2.0”機制將被擴展為涵蓋分布式靈活性資源的市場化再調度機制。這些分散、規(guī)模較小的靈活性資源將由聚合商進行整合，并統(tǒng)一提供給電網運營商使用。系統(tǒng)通過一份統(tǒng)一的優(yōu)先排序清單完成資源出清，選擇最合適的資源參與電網擁塞管理。大型發(fā)電裝置仍按照成本獲得補償，而需求側靈活性則通過市場機制獲得報酬。這一混合模式有望推動新型靈活性資源的高效接入與協(xié)調運行，為實現(xiàn)更具彈性的電力系統(tǒng)奠定基礎。
目前德國已開展的首批試點項目在實踐中證實，分散、規(guī)模較小的靈活性資源在技術上完全具備參與電網擁塞管理的能力。項目參與方也在總結中指出，用戶舒適性在整個過程中得以保持，未受到明顯影響。當前正在推進的試點項目則將在更大范圍內測試，在電網高負荷條件下，哪些用戶側容量具備可調節(jié)性與可轉移性。
EWE配電網正為接入功率低于100千瓦的微型靈活性資源開展接入準備工作，并計劃自2024年起在其自有電網區(qū)域內啟動首輪現(xiàn)場測試。此舉是EWE在“再調度3.0”聯(lián)合項目框架下推進分布式靈活性資源整合的關鍵步驟之一，旨在探索微型資源在實際運行中參與電網調節(jié)和擁塞管理的可行性。
EWE的虛擬電廠平臺支持設備運營商將其發(fā)電能力——包括再調度服務——整合至統(tǒng)一系統(tǒng)，參與電力市場交易。該平臺已實現(xiàn)與“再調度2.0”系統(tǒng)的技術對接，EWE也已為其售電客戶提供相關服務。同時，光伏等分布式能源可通過該平臺實現(xiàn)直接售電。該運營模式為微型靈活性資源的市場化利用提供了堅實的技術基礎，并為其在“再調度3.0”框架下的廣泛接入奠定了條件。
2、動態(tài)過網費
歐洲及德國在現(xiàn)貨市場采用的統(tǒng)一電價，好處是允許更多的交易組合，因而市場非?；钴S。但作為前提的電網容量卻不足，所以現(xiàn)貨交易受到電網擁塞的影響。節(jié)點電價可以考慮到電網擁塞的影響，但節(jié)點下靈活性往往不足，影響市場參與者的盈利，造成市場不太活躍。
為了能夠考慮電網擁塞的影響，以及高比例可再生能源地區(qū)過網費負擔過高的情況，德國政府啟動了全國范圍內的電網成本均攤機制，并在北部地區(qū)試點實施削峰電量補貼與拍賣機制。
在此之前，過網費通常采取兩種計費方式：按電量分級計價或采用最大功率合同制。根據新規(guī)，削峰電量可獲得40歐元/兆瓦時的固定上網補貼，適用于通過虛擬電廠整合的電轉熱、大型熱泵和電池等負荷資源，但補貼電量不得進入市場交易。政府計劃自2026年10月起，將補貼分配方式轉為拍賣制。
這一機制實質上是在統(tǒng)一電價體系內引入了“節(jié)點電價”的效率優(yōu)勢。同時，它又規(guī)避了節(jié)點電價的制度剛性，使原本屬于監(jiān)管領域的削峰規(guī)則逐步邁向市場化。據估算，該舉措可使可再生能源的再調度成本減少約6億歐元。
EWE配電網是該試點項目的主要參與方之一。為配合實施，EWE配電網需對信息與計費系統(tǒng)進行大幅改造，以支持動態(tài)過網費的管理與結算，導致試點啟動多次推遲。
總體來看，首輪試點效果不佳，主要受制于技術、組織及監(jiān)管方面的障礙，成效有限。隨著智能電表的全面推廣、標準化平臺的建設以及流程的持續(xù)優(yōu)化，第二階段試點計劃于2025年4月啟動。唯有及時破解上述瓶頸，動態(tài)過網費機制才能在緩解配電網擁堵、整合分布式靈活性資源方面真正發(fā)揮作用。
綜上所述，德國配電網在高比例可再生能源并網的過程中，已由“被動擴容”邁向“智能調度”，但技術迭代并不代表轉型終點。展望未來，監(jiān)管層需通過動態(tài)過網費和靈活的再調度機制持續(xù)降低系統(tǒng)總成本。市場層面，則應以戶用光伏、電池儲能和熱泵為基礎，逐步完善分布式可再生能源的靈活性市場。
