中国储能网讯：在Agnes（Diskussionspapier zur Rahmenfestlegung der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom）电网费用改革中，大型电池的电网费用是首要议题。

https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/EN/2025/20250512_AgNes.html

但存在很大的不确定性：究竟哪种电网费用才有意义？是按容量收费还是按电量收费？是使用费还是连接费（容量电价组成成分/BKZ）？是静态的还是动态的？是区域差异化还是全国统一？

（甚至对于目标本身是什么——是为了电网服务性还是为了收入——也存在一点不确定性）

我们为ECO STOR GmbH公司研究了不同的电网费用方案（我们也将其提交给了德国联邦网络管理局/BNetzA）。以下是核心要点：

目前，一个在日前套利市场运行的电池已经倾向于降低再调度成本。这与普遍的说法“电池的优化是以电网成本为代价的”相矛盾。

静态的电量电价和容量电价（以及BKZ）虽然能为电网运营商带来收入，但并不能使电池具备电网服务性。因此，从社会福利角度来看，它们没有意义。

动态的电量电价（例如作为电池的特殊电网费用）能显著降低再调度成本，因为电池会频繁做出缓解电网负荷的行为。我们的计算显示，与静态电网费用相比，其降低再调度成本的幅度提升了500%。

同时，动态的电量电价对电池的市场化应用（这对电力系统同样重要）限制很小，因此总体上能创造约40% 的显著社会福利收益。换句话说，它能让电池发挥出最大效能。

如果除了电网服务性（这在我看来是最重要的）之外还想要收入，那么应该将动态的电量电价与容量电价/BKZ相结合——后者（BKZ）在实践上已经存在了。

从我们的角度来看，结论相当明确：要使大型电池具备电网服务性，价格分区划分（Pricezonenteilung）将是最佳方案。既然政界和德国联邦网络管理局（BNetzA）不想要这个，那么次优解决方案就是：动态的电量电价。