中国储能网讯：德国多达95%的可再生能源发电设施接入配电网，尤其集中在农村电网。以德国西北部地区重要的能源供应商EWE公司（以下简称“EWE”）为例，2023年EWE负责的北部农村电网可再生能源占比超过100%，许多地区的风能和光伏的返送功率早在十年前就已超过当地平均负荷的十倍，而其年弃电率平均仅为3%。本文将系统分析德国配电网在规划、运行和市场规则等方面面临的挑战、创新及未来发展路径，以期为中国配电网建设提供启示。
01
挑战
德国北部以风电为主，许多配电网已接近、达到甚至超过100%可再生能源供电。其主要挑战包括：控制配电网扩建成本，应对由配电网拥塞引发的再调度需求，以及基于可调配电变压器的低压配电网改造。
1、配电网扩建
EWE的农村配电网年均停电时间长期维持在3至4分钟左右，处于德国领先水平，多次被德国联邦网络监管局作为评估基准。这一成就源于其高电缆化率，目前其配电网已实现100%电缆化，并配备高度自动化的调度系统。在德国，过网费依据高效成本制定，在事前以收益上限的形式获得监管批准。尽管停电时间不会按每分钟直接计费，但会通过“质量因素”间接影响电网运营商的总体收益。根据EWE历年年度报告，配电网几乎每年都获得了最高等级4%的奖励。其配电网投资（包括消纳可再生能源的扩建）回报在整体收益中占据极高比例，大约相当于监管规定年收益率的5至6倍。
一般而言，返送功率是典型的汇流问题。在中压配电网中，返送功率主要在高压变压器处引发过流风险；而在高压配电网中，则集中于超高压变压器，容易导致过流和电压偏差问题。根据德国联邦网络监管局的统计，德国输电网直接采取的弃电措施仅占全国总弃电量的约30%，这意味着大部分弃电实际上发生在配电网层级。然而，由于超高压变压器归属输电网，大部分因弃电产生的赔偿也由输电网承担，除非涉及系统安全问题。
由于贯通德国南北的超高压直流输电线路迄今未能建成，导致北部海上风电难以有效送达南部负荷中心。这一结构性瓶颈造成输电网频繁拥塞，线路过载问题突出。为应对这一局限，输电网被迫采取“再调度”措施，在北部弃风、南部启用燃气电厂之间通过“一升一降”实现系统平衡。其中，弃风以北部海上风电为主，配电网层级的弃风为辅。
经过多年建设，大多数配电网已基本具备“可观、可测、可调、可控”的能力。在此基础上，配电网逐步具备了优化弃电的能力，部分地区甚至实现了“全自动弃电控制”。尽管如此，当前仍面临一系列关键挑战，包括“再调度2.0”、客户流失及“动态过网费”等复杂问题。
2、再调度2.0
自2022年起，德国配电网被正式纳入“再调度”体系，所有装机容量超过100千瓦的可再生能源设施需参与新实施的“再调度2.0”措施。该措施明确要求，在弃电情况下，配电网也必须实现系统平衡。
在执行“再调度2.0”过程中，配电网调度需提前48小时进行潮流预测，并据此优化弃电方案。系统平衡的实现依赖于发电与负荷的灵活调节能力，以及现货市场的交易机制。
然而，配电网在执行“再调度2.0”时面临诸多挑战：一是中压节点的可再生能源预测精度受限于统计特性不足，难以达到预期水平；二是外部等值电网建模精度仍显不足，需要通过进一步改善电网预测模型交互来解决；三是发电侧与负荷侧的灵活性有限。这些因素共同制约了“再调度2.0”的高效实施。
根据德国电气工程师协会（VDE）发布的并网标准《技术接入规定》，EWE配电网要求所有装机容量在100千瓦及以上的分布式发电和储能设备，必须按照无功—电压特性曲线（Q(U)）或固定功率因数（cos φ）提供动态无功功率支持。此类设备需通过远程监控系统传输无功功率的设定值与实际值，以实现本地电压与无功功率的稳定控制——这一机制已成为当前减少外部无功功率采购的关键前提。得益于此，EWE配电网的自身无功补偿成本大幅降低，仅配备一套无功补偿装置即可满足整体需求。
根据EWE配电网公布的信息，自实施“再调度2.0”以来，与上游电网公司的协同再调度量减少约15%，系统整体的再调度成本也相应下降。与此同时，过去十年中因弃电而触发的电网调度干预次数激增近百倍，反映出配电网在应对可再生能源波动方面的响应速度与调节灵活性已显著增强。
3、可调配电网变压器
低压配电网主要面临光伏抬高末端电压引起的越界问题。实践证明，使用可调配电网变压器无论是经济上还是技术上都是最理想的措施。
自2015年以来，EWE配电网已在其系统中接入近300台可调配电变压器。在电压波动频发的区域，这类变压器已成为标准配置。示范阶段运行稳定，未出现明显技术问题。项目目标——通过协调控制可调配电变压器，实现中压电网的集中电压调节——已全面实现。实践表明，在许多场景下，多个可调变压器的协同运行可有效替代或延缓传统电网扩建，同时显著提升可再生能源的接入能力。
EWE配电网目前拥有约2万台配电变压器，并已启动一项持续的改造计划，通过对新建和更换设备设定强制性可调变压器配置要求。该计划还包括推动配电变压器全面接入数字化调度系统（计划于2027年前完成），并开展集中式电压控制的试点项目。EWE计划到2035年将可调变压器的比例提升至接近100%。这将成为提升配电网应对高比例可再生能源能力、实现企业气候中立目标的关键举措之一。
02
创新
德国配电网的创新主要集中在政府资助的大型研究项目中，其中最受关注的领域是削峰规划与分布式可再生能源的灵活性市场。前者属于监管范畴，后者则属于市场机制，两者相辅相成，协同推进配电网的高效与灵活运行。
1、削峰规划
在传统电网规划中，电网容量通常依据电流峰值进行设计。根据德国早期的可再生能源法规，电网必须接收每一度可再生能源所发电量，这意味着配电网需按新能源发电的峰值水平进行规划与扩建。从成本角度看，这不仅加重了电网企业的投资压力，也可能推高电价，进而增加居民和工业用户的负担——因为过网费是电价的重要组成部分。
为应对这一挑战，EWE率先提出了“5%实时削峰”概念。根据该原理，仅需削减分布式可再生能源约5%的发电量，即可使配电网的可接入容量提高至原来的两倍以上。其核心在于：分布式新能源靠近负荷侧运行，峰值发电更容易被本地负荷吸收，从而显著降低实际所需的削峰电量。
最终，电网规划策略为该问题提供了制度化解决方案。在无需更换设备或增加投资的前提下，仅在电网规划定容时预留3%的削峰空间，即可显著降低扩网成本。德国联邦经济部一个资助项目的结果表明，在最佳情境下，大多数配电网的投资可减少近一半左右，尤其对于中压配电网而言。得益于行业长期的技术探索与政策推动，德国政府于2017年修订《能源法》，正式引入“3%削峰”规划原则，允许在电网规划中保留一定的可控削减量，避免资源浪费。该法规核心在于：对于不超过3%的削峰容量，电网公司无需进行经济补偿，从而间接减轻了终端用户的电价负担。
2、分布式可再生能源灵活性市场
德国对分布式可再生能源灵活性市场的探索，正从早期“概念验证”迈向以法规驱动、平台支撑的成长期。实践经验表明，唯有同步破解智能电表普及、数据标准化、流程简化与监管机制 四大瓶颈，市场才能真正发挥在缓解配电网拥塞、提升可再生能源消纳方面的价值。
以EWE—欧洲现货市场平台的联合试点为例：在现场测试中，生物质气和风电机组根据实时价格信号主动降出力。同时，弗里斯兰法雷尔的一台电动天然气压缩机与一座混合储能装置被激活，以吸收富余电力。与传统强制限发不同，灵活性资源能够“看价”自发响应，测试结果证实该模式可有效缓解局部拥塞并提高分布式能源的接入能力。
试点也暴露了两大挑战：
1. 供应方成本过高——电池储能与可调负荷等潜在提供者认为其机会成本（例如生产中断）尚未得到充分补偿
2. 监管不确定性——基线核算、价格形成及地方市场监管规则尚待明确，策略性“增发—减发”套利风险需防范
围绕上述痛点，探索正沿两条路径推进：一是德国计划在“再调度 3.0 ”框架下，将分布式灵活性资源纳入统一的市场出清流程。二是欧洲现货市场平台在他国试点“本地灵活性交易”，以验证区域化出清机制。当前高质量资源供给仍显不足，但随着电池价格持续下降，这一结构性瓶颈有望逐步缓解，为灵活性市场走向成熟奠定基础。
03
未来路径
未来，德国配电网将面临两项主要任务：一是将大量户用光伏、电池和热泵纳入配电网的调度与市场机制中，以减少负电价现象，提升可再生能源的消纳能力；二是推行动态过网费机制，增强统一市场价格对配电网拥塞的引导与疏导作用。
1、再调度3.0
为了更好地消纳可再生能源，减少负电价现象，德国已经在着手准备引入“再调度3.0”机制。也就是说，将户用光伏、电池和热泵及电动车纳入配电网调度和市场机制。
研究结果表明，家庭接入的电动车在采用灵活充电策略的情况下，系统成本最高可降低约70%。为进一步释放分布式灵活性潜力，现有的基于成本的“再调度2.0”机制将被扩展为涵盖分布式灵活性资源的市场化再调度机制。这些分散、规模较小的灵活性资源将由聚合商进行整合，并统一提供给电网运营商使用。系统通过一份统一的优先排序清单完成资源出清，选择最合适的资源参与电网拥塞管理。大型发电装置仍按照成本获得补偿，而需求侧灵活性则通过市场机制获得报酬。这一混合模式有望推动新型灵活性资源的高效接入与协调运行，为实现更具弹性的电力系统奠定基础。
目前德国已开展的首批试点项目在实践中证实，分散、规模较小的灵活性资源在技术上完全具备参与电网拥塞管理的能力。项目参与方也在总结中指出，用户舒适性在整个过程中得以保持，未受到明显影响。当前正在推进的试点项目则将在更大范围内测试，在电网高负荷条件下，哪些用户侧容量具备可调节性与可转移性。
EWE配电网正为接入功率低于100千瓦的微型灵活性资源开展接入准备工作，并计划自2024年起在其自有电网区域内启动首轮现场测试。此举是EWE在“再调度3.0”联合项目框架下推进分布式灵活性资源整合的关键步骤之一，旨在探索微型资源在实际运行中参与电网调节和拥塞管理的可行性。
EWE的虚拟电厂平台支持设备运营商将其发电能力——包括再调度服务——整合至统一系统，参与电力市场交易。该平台已实现与“再调度2.0”系统的技术对接，EWE也已为其售电客户提供相关服务。同时，光伏等分布式能源可通过该平台实现直接售电。该运营模式为微型灵活性资源的市场化利用提供了坚实的技术基础，并为其在“再调度3.0”框架下的广泛接入奠定了条件。
2、动态过网费
欧洲及德国在现货市场采用的统一电价，好处是允许更多的交易组合，因而市场非常活跃。但作为前提的电网容量却不足，所以现货交易受到电网拥塞的影响。节点电价可以考虑到电网拥塞的影响，但节点下灵活性往往不足，影响市场参与者的盈利，造成市场不太活跃。
为了能够考虑电网拥塞的影响，以及高比例可再生能源地区过网费负担过高的情况，德国政府启动了全国范围内的电网成本均摊机制，并在北部地区试点实施削峰电量补贴与拍卖机制。
在此之前，过网费通常采取两种计费方式：按电量分级计价或采用最大功率合同制。根据新规，削峰电量可获得40欧元/兆瓦时的固定上网补贴，适用于通过虚拟电厂整合的电转热、大型热泵和电池等负荷资源，但补贴电量不得进入市场交易。政府计划自2026年10月起，将补贴分配方式转为拍卖制。
这一机制实质上是在统一电价体系内引入了“节点电价”的效率优势。同时，它又规避了节点电价的制度刚性，使原本属于监管领域的削峰规则逐步迈向市场化。据估算，该举措可使可再生能源的再调度成本减少约6亿欧元。
EWE配电网是该试点项目的主要参与方之一。为配合实施，EWE配电网需对信息与计费系统进行大幅改造，以支持动态过网费的管理与结算，导致试点启动多次推迟。
总体来看，首轮试点效果不佳，主要受制于技术、组织及监管方面的障碍，成效有限。随着智能电表的全面推广、标准化平台的建设以及流程的持续优化，第二阶段试点计划于2025年4月启动。唯有及时破解上述瓶颈，动态过网费机制才能在缓解配电网拥堵、整合分布式灵活性资源方面真正发挥作用。
综上所述，德国配电网在高比例可再生能源并网的过程中，已由“被动扩容”迈向“智能调度”，但技术迭代并不代表转型终点。展望未来，监管层需通过动态过网费和灵活的再调度机制持续降低系统总成本。市场层面，则应以户用光伏、电池储能和热泵为基础，逐步完善分布式可再生能源的灵活性市场。
