电力市场自由化——三十年后重蹈覆辙：为什么德国的电池热潮如今正走向灾难。

官僚主义而非电力：德国电网运营商如何阻碍储能市场发展

能源转型似曾相识：德国正在重蹈上世纪90年代的覆辙，犯下致命错误。

德国电池储能市场正经历前所未有的繁荣，然而其中相当一部分容量却从未真正惠及消费者。尽管项目开发商斥资数十亿欧元建设新设施，但由于电网接入方面存在严重的监管真空，这些设施的建设却日益受阻。投资者面临的不是统一的规则和透明的流程，而是地方电网垄断者的官僚主义和随意性。这种情况似曾相识：早在1998年，电力市场自由化就曾因这种“协商式电网接入”而险些失败，直到立法者在2005年出台严格的法规才得以挽救。如今，三十年过去了，储能市场正在重蹈覆辙。电力用户正在承受其后果：由于已建成的电池无法并入电网，拥堵管理成本飙升至数十亿欧元。如果能源转型不想因基础设施不足而失败，政策制定者必须吸取历史教训，最终对储能系统的电网接入进行统一监管。.

德国正在重蹈覆辙，再次犯下监管错误——而能源转型正在为此付出代价。

1998年的阴影：一场并非真正的自由化

1998年4月，德国修订后的《能源工业法》正式生效，标志着德国电力市场正式开放。数百万家庭和企业将能够自由选择电力供应商。这一承诺意义深远，但现实却令人沮丧。德国选择了一种欧盟其他成员国均未采用的模式：所谓的“协商网络接入”。在这种模式下，市场参与者无需制定统一的政府法规，即可自行协商新电力供应商使用现有运营商网络的条件。.

问题显而易见，且从结构上来说根本无法解决：任何与垄断者谈判却缺乏规则、期限或最低标准的人，都必然处于弱势地位。当时，德国约有1000家电网运营商，新成立的电力交易商必须分别与每家运营商就输电价格、计费程序和技术规范达成协议。这些所谓的行业协议——1998年的VV I、1999年的VV II和2001年的VV II+——旨在建立自愿性的行业标准，但最终因缺乏任何强制执行机制而失败。电网运营商可以拖延询价、提出过高的价格要求，或者干脆置之不理——这在法律上是允许的，因为没有任何具有约束力的制裁措施。只有少数特别坚持不懈的新供应商才在这种消耗战中幸存下来。.

2005年的转折点：监管如何塑造市场

在正式自由化七年后，立法机构得出了必要的结论。2005年7月13日，《能源法重组第二法案》生效，结束了德国此前通过协商确定网络接入方式的特殊做法。随着《能源工业法》（EnWG）的修订，全国范围内引入了统一且具有约束力的网络接入规则，并配套颁布了四项关于网络接入和网络收费的法令。与此同时，如今的联邦电力、天然气、电信、邮政和铁路网络管理局也获得了其在能源市场方面的特定职责，从而承担起对网络监管的监督职能。.

这一举措的效果立竿见影。凭借清晰的流程、标准化的期限以及主管部门对违规行为的追究机制，新市场参与者首次拥有了真正平等的竞争机会。更换供应商变得切实可行，竞争不再仅仅停留在纸面上，而是真正落地生根。市场自身历经七年都未能实现的目标，立法机构仅用了几个月就完成了：一套运转良好的竞争基础设施。这是上世纪90年代末电力市场给我们留下的核心且永恒的教训——而到了2026年的德国，这一教训正以一种惊人的直接方式重现。.

存储市场似曾相识：缺乏监管框架的增长

德国电池储能市场正经历前所未有的增长。到2025年底，全国将有约240万套固定式电池储能系统投入运营，总容量超过25吉瓦时，较2020年增长五倍。仅在2026年第一季度，就新增了超过2吉瓦时的储能容量，使总容量达到约28吉瓦时。兆瓦级大型储能系统的市场规模在2025年几乎翻了一番，从约450兆瓦增至842兆瓦。2026年的项目储备容量为3.4吉瓦，但业内专家预计，实际建设量将低于这些预期——这并非由于需求不足、技术落后或资金短缺，而是由于电网连接方面的结构性监管缺陷。.

1998年电力市场自由化与当前形势的相似之处并非比喻，而是机制上的相似：时至今日，大规模电池储能系统并网仍然缺乏具有约束力的全国性监管框架。电网运营商可以自行制定技术要求、设定期限，甚至完全不予回应。项目开发商面临着与千禧年之交电力交易商同样的困境：他们与垄断者谈判，却没有任何规则、期限和有效的申诉渠道。自2005年以来，电力市场已正式废除了协商并网制度，而到了2026年，电池储能市场依然延续这一制度，并带来同样的弊端。.

技术瓶颈：成品存储系统等待验收

将大型电池储能系统并入电网并非简单的即插即用过程。首先要确定合适的并网点，即物理和技术上都合适的接入电网的点。仅这一初始步骤就可能需要数月时间，因为电网运营商没有法律义务在规定的时间内响应申请。接下来是计量方案的制定、保护和控制系统的协调、电网反馈测试，以及最终的实际调试。原则上，这些步骤均由电网运营商负责，但他们并没有经济动力来加快流程。.

由此产生了一系列自相矛盾的局面，这些局面如今在德国越来越普遍：耗资数百万欧元的大型电池储能系统已经建成，技术上也已准备就绪，可以投入运行——然而，由于电网运营商的运行审批尚未完成，系统却无法供电。在业内，延误的计算单位不是几周，而是几个季度。投资者和项目开发商反映，他们的问询无人回应，审批要求远远超出电网运行的技术必要性，而且各地法规也不一致：在一个配电网络运营商那里运行良好的系统，在邻近的运营商那里却因为官僚主义作风而失效。这显然谈不上经济效率。.

监管失灵的宏观经济层面

这种损害并非抽象概念，而是可以用实际数字来衡量的。2024年，德国电网拥堵管理的总成本约为27.8亿欧元。2025年，这一数字达到约31亿欧元。这些最终以电网费用的形式转嫁给所有电力用户的费用，其主要原因是电网缺乏足够的灵活性资源来平衡供需。风电场被迫弃电，传统电厂被迫提高发电量以应对逆向需求，跨境反向交易也产生了额外的成本——所有这些都是因为电池储能系统（本可以经济高效地缓解电网拥堵）要么没有接入电网，要么缺乏以对电网友好的方式运行的动力。.

然而，系统性效率低下的问题远不止于此。电池储能系统在技术上能够降低峰值负荷、补偿频率波动并解决局部瓶颈问题。它们可以替代部分昂贵的化石燃料平衡电力，减少电网扩建的需求，并作为波动性可再生能源并网和稳定用电之间的灵活接口。只要市场准入取决于各个电网运营商的意愿，这种潜力就无法得到充分发挥。德国联邦经济和能源部预计，到2030年，储能装机容量需要增加到约100吉瓦时，才能确保能源转型按计划进行。这一目标与当前现实之间的差距并非技术限制所致，而是监管失灵造成的。.

2026年的监管迷宫：法律繁多，体系混乱。

声称立法者没有解决这个问题是不公平的。到2026年，电池储能的监管环境比以往任何时候都更加复杂，但远未更加协调一致。2025年11月通过的《能源产业法》（EnWG）修正案首次明确将大型储能设施认定为优先基础设施，承诺加快审批流程并实现并网程序的数字化。然而，同期通过的《地热能源加速法案》却立即限制了这一优先权：建筑规划豁免现在仅适用于变电站200米半径范围内或大型发电厂附近的储能设施。左手收回了右手给予的东西。.

关于并网，德国建筑规范（Baugesetzbuch）至少将从2026年起为农村地区的许可程序提供规划确定性，其中容量为1兆瓦时或以上的电池储能系统将获得明确的优先待遇。与此同时，德国四家输电系统运营商——50Hertz、Amprion、TenneT Germany和TransnetBW——于2026年4月1日以所谓的成熟度评估程序取代了之前高压电网并网容量分配的先到先得原则。该程序将根据土地征用、许可状态、技术方案、经济可行性以及电网和系统效益等标准对项目进行评估。每份申请需缴纳5万欧元的固定费用；如果并网方案获得批准，则需额外支付每兆瓦1500欧元的保证金。.

成熟度评估程序虽然比完全不受监管的状态有所改进，但并未解决根本问题：它仅适用于四家输电系统运营商的高压电网。数量远超高压电网的中低压配电系统运营商则不受任何类似且具有约束力的程序的约束。对于并非接入高压电网而是接入区域配电网的大型电池储能项目而言，以往协商接入电网的规则仍然适用。例外情况、过渡期、并行法律法规以及过渡机制的缺失，造成了监管真空，即使是经验丰富的项目规划人员也常常面临难以克服的规划挑战。.

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AgNes与薪酬问题：缺乏基础的激励机制

尽管并网的结构性问题仍未解决，联邦网络管理局正在电力通用电网收费系统（AgNes）的制定程序框架内，着手对电网收费体系进行根本性改革。改革的重点在于计划取消此前依据《能源工业法》（EnWG）第118条第6款对储能设施实行的20年电网收费豁免政策。取而代之的是一套差异化的融资和激励机制：具有融资功能的电网收费确保储能设施参与电网成本分摊，而具有激励功能的动态能源价格则旨在奖励储能设施的系统服务行为，例如在电网过剩时充电，以及在电网瓶颈时向电网输送电力。.

德国联邦网络管理局以欧洲法律的要求为此次重组辩护：根据欧洲法律，全面豁免储能设施不符合规定，也不利于能源政策。该机构认为，只有普遍征收网络费用才能激励相关行为。行业协会，尤其是德国储能协会（BVES）和德国新能源产业协会（bne），对此强烈反对。他们要求在原有法律框架下对投资进行严格保护，并警告称，追溯性地征收费用（可能自2021年9月2日起生效）将构成不合理。对于正在进行的项目而言，这样的规定相当于部分剥夺其预期收益。这种监管摇摆不定造成的投资不确定性，除了现有的并网障碍外，还会进一步阻碍新的投资。.

网络连接的盲点：错失的潜力

一个特别严重的疏忽在于电池储能系统的电网辅助运行。这种区别在技术和经济上都至关重要：纯粹以套利为导向的储能系统——仅根据批发电力价格进行低成本充电和高成本放电——可能会对电网拥堵产生顺周期影响。而以电网辅助方式运行的储能系统，则会在本地电网过载时进行充电，并在出现瓶颈时提供电力。这减少了重新调度的需求，减轻了基础设施的压力，并降低了电网扩容成本。.

目前，这种系统性附加值既没有得到充分补偿，也没有得到系统性的执行。联邦网络管理局也意识到了这个问题：动态电网收费旨在激励储能设施在输电网和高压电网中从2029年开始履行系统服务义务。然而，这本身也是一种激励机制，而非市场参与的工具。储能设施要以服务电网的方式运行，首先必须接入电网——而且必须在公平、统一和透明的条件下进行。只要电网接入本身不受监管，任何关于激励机制和收费体系的讨论都如同建立在沙滩之上。这就像在连谁能获得接入权都还没明确的情况下，就开始讨论议事规则一样。.

机构学习过程：2005 年的成功之处——以及当今的不足之处

2005年，电力网接入监管改革成功的条件非常明确：经济事务部内部有政治意愿，欧盟通过2003年《加速指令》施加了欧洲压力，并且新成立了一个拥有明确监管授权的机构。联邦网络管理局不仅被赋予了监督职责，还被赋予了积极制定标准、审查电网收费和处罚违规行为的权力。其结果是范式转变：协商式电网接入转变为受监管的电网接入，虚假的市场变成了真正的市场。.

2026年，储能市场仍缺乏对这一蓝图的持续有效应用。原则上，制度上的先决条件已经具备。联邦网络管理局拥有专业知识和工具。经济和能源部承担着政治责任。欧盟法规，特别是《可再生能源指令》（RED III）和新的《电力市场指令》，为储能系统的并网提供了规范框架。目前缺乏的是以具有约束力和全面性的方式实施这一框架的政治意愿。取而代之的是零散的做法：一方面在建筑法规中给予优惠待遇，另一方面对输电系统运营商的程序进行修改，以及在其他地方就收费问题展开辩论。一个类似于2005年《能源工业法》修正案的、针对电池储能系统并网的连贯的、系统性的监管框架仍然缺失。.

监管框架条件作为增长催化剂

呼吁加强监管背后的经济逻辑看似有悖常理，但已被实证证明：创造市场的并非放松监管，而是精心设计的监管。2005年后的德国电力市场就是一个典型的例子。国际上也有其他案例：在英国，所谓的差价合约（CFD）机制促进了储能市场的快速增长，因为明确的规则带来了规划的确定性，从而激发了投资意愿。在美国，联邦能源监管委员会2018年第841号令明确规定了储能设施参与批发市场的行为，从而调动了大量资金。.

德国对电池储能系统实施受监管的并网措施，主要包括三方面：首先，制定统一的、全国性的、具有约束力的并网流程标准，明确规定截止日期、标准化的技术要求以及可控的投诉处理程序；其次，制定清晰易懂的储能系统并网运行模式和并网支持运行模式的标准；第三，建立针对实际系统支持服务的报酬机制，激励储能运营商不仅要追求套利利润最大化，还要积极为电网稳定做出贡献。所有这些在技术上和制度上都是可行的。目前缺乏的是框架，而非实质内容。.

管道建​​设与实际实施之间的差距：损失的千兆瓦电力

理想与现实之间的差距并非抽象概念。截至2025年底，德国大型电池储能项目总装机容量为9.5吉瓦，其中5.6吉瓦计划于2026年底至2027年底并网。市场分析师更为务实的评估认为，由于并网延误，这些项目中相当一部分将无法按时完工。每1吉瓦未能按计划投入运营的电池储能容量，就意味着约5亿至10亿欧元的投资闲置，并造成电力系统灵活性的相应损失。.

联邦网络管理局自身也指出，如果电池储能并网容量无序扩张至高达500吉瓦，将会导致电网过载并造成成本飙升。这一说法在技术上无可厚非，但不应被解读为反对监管，而应被解读为支持智能监管。并非每一项并网都合理，并非每一项容量都对系统有利——正因如此，我们需要透明的优先排序和决策标准，而不是由各个电网运营商根据自身判断做出非正式决定。输电系统运营商的成熟度评估程序是朝着正确方向迈出的一步——但它只关注了价值链的一端，而配电网络却被忽略了。.

改革方案：受监管的网络接入究竟意味着什么

一套受监管的电池储能系统并网体系，若能认真吸取1998年至2005年的经验教训，则必须从五个方面着手。首先，必须设定具有约束力的申请期限：电网运营商必须有义务在规定的时间内回复并网申请，透明地沟通容量瓶颈问题，并以可验证的技术理由说明拒绝申请的合理性。其次，必须制定全国统一的电池储能系统并网和运行最低技术标准。这些标准既能保障电网运营商维护电网稳定的合法权益，又不会允许任何额外的特殊要求。第三，必须公平分摊流程成本——正如德国电池能源协会（BVES）所指出的那样，建设成本补贴不应给项目开发商造成过重负担，以致投资变得不经济。.

第四，亟需一套清晰的电网友好型运行规则。那些能够证明其运行方式符合电网友好型原则的储能设施，不仅应获得动态电网费用奖励，还应享有优先并网权。这将激励符合经济效益的行为，并避免联邦网络管理局所批评的那种不稳定的套利储能系统。第五，我们需要一个拥有真正制裁权的独立监管机构——而联邦网络管理局在这方面已有义务更加一致地运用其现有工具。这一点与2005年的情况非常相似：只有当监管机构真正拥有并运用这些权力时，电网运营商的行为才会发生改变。.

动荡时期的政治责任

这个问题的政治层面不容低估。德国正经历能源供应结构加速转型的时期。可再生能源在发电中的占比持续增长，上网电价波动性日益加剧，对可控灵活性的需求也随之相应增长。在此背景下，电池储能并非辅助技术，而是一种系统基础设施，它正日益取代以往由化石燃料调峰电厂承担的功能。政策制定者强调，需要在空间和时间上更好地协调可再生能源的扩张与电网的扩张。电池储能比电网扩张更具成本效益，实施速度也更快——前提是它能够真正并入电网。.

政治悖论在于，一方面，立法者制定了雄心勃勃的气候保护目标和可再生能源扩张目标，另一方面，他们却未能完善必要的系统基础设施监管框架。这并非偶然，而是错综复杂的利益关系所致：既有的电网运营商从现状中获益，缺乏动力通过具有约束力的规则来限制自身的操作空间。而新兴参与者——项目开发商、投资者、科技公司——数量众多且资金雄厚，但其政治影响力远不及传统能源行业。因此，立法者面临着经典的监管挑战：他们必须创建一个市场参与者无法或不愿自行创建的市场。.

时间跨度至关重要：现在进行监管，还是以后付出数十亿美元的代价。

这项决定的时机至关重要。电池储能每拖延一年，电网拥堵管理成本就会增加数十亿欧元，投资要么停滞不前，要么流向海外，而且扩张目标与实际情况之间的差距也会不断扩大。德国政府已设定目标，到2030年将电池储能装机容量提升至约100吉瓦时。按照目前的扩张速度和现有的监管框架，这一目标几乎无法实现。项目储备、资金和技术都已到位——所缺少的正是开启这扇大门的监管钥匙。.

历史告诉我们，2005年对《能源工业法》（EnWG）的修订仅用了数月而非数年就产生了效果。统一的规则、可执行的标准以及一个称职的监管机构能够迅速改变市场。德国为迎接2026年的电池热潮需要的不是更多的耐心，而是更大的决心。联邦经济能源部和联邦网络管理局共同拥有实现这一变革的法律工具。问题既非技术问题，也非制度问题，而是政治问题。.

在德国首次尝试开放电力市场三十年后，以及监管解决方案取得成功二十年后，德国再次面临十字路口。电池技术的蓬勃发展势不可挡，市场需求迫切，而解决方案的蓝图就保存在联邦档案馆中。如果不得不两次吸取同样的教训，那将是极其严重的失败。.