德国联邦网络管理局在 5 月公布初步方案后，现已就电网资费制度改革的最终裁定草案启动公众意见征询。

该局表示，最终裁定预计将于 2026 年底发布，并自 2029 年起取代《电网电价条例》（StromNEV）。

初步草案内容显示，现有储能设施、推进成熟的规划储能项目以及电解槽装置，将继续享受电网资费豁免政策。

德国能源与水务行业协会（BDEW）执行董事会主席 Kerstin Andreae 对此评价：“此举能够提振已启动项目的投资信心。”

不过 BDEW 对拟增设发电侧上网资费提出异议。该协会认为，通过对发电设施实施智能化、适配电网布局的选址管控，就能缓解电网拥堵问题。协会提出，推行区域差异化建设成本分摊机制，相比上网资费方案更为合理、更具备实操性。

BDEW 同时不认可动态电网资费方案。协会称，该机制理论层面看似可行，但落地后会大幅提升运营复杂度；还会给发电项目融资带来不可预估的风险变量。

与此同时，德国储能系统协会（BVES）认可联邦网络管理局吸纳了行业交流中提出的多项诉求，但认为新规仍需完善，加强存量储能项目的投资信心保障。

联邦网络管理局放弃原先的方案，不再取消 2029 年 8 月 4 日前投运储能系统的电网使用费豁免资格。不过项目想要持续享受豁免政策，还需要满足两项条件：

一是在新规生效前完成最终投资决策（FID）；二是已签订硬性设备采购订单，订单金额不低于项目总投资额的 50%。

BVES 表示，上述新增条件，尤其是设备订单要求，超出原有法律框架规定，会阻碍大量项目推进。

该协会还反对针对低压并网自用电力用户增设拟议中的产消者附加费。协会指出，产消者能够提升能源系统灵活性，不应额外增加相关主体负担，阻碍这一发展方向。

德国此次电网资费改革释放出一个较为积极的信号：在能源转型进入深水区后，德国并没有简单地将电解槽视为新增电力负荷，而是开始将其作为电力系统灵活性的重要参与。继续保留电解槽的电网资费豁免，有利于降低绿氢项目的运营成本，并增强开发商和投资机构对项目长期收益的预期。

更值得关注的是，德国监管思路正在从单纯控制电网成本，转向通过区位、电价和动态电网信号引导氢能项目“在哪里建、什么时候运行”。这意味着未来德国电解槽项目的竞争力，不仅取决于设备效率和可再生电力价格，也取决于项目是否具备电网友好性和灵活运行能力。

不过，FID及50%硬件订单等条件也提高了部分项目获得长期政策保障的门槛。总体来看，此次改革并非简单利好或利空，而是在推动德国氢能产业从“规模扩张”进一步走向系统友好、投资可控和市场化运营。

来源：  Haechifuelcell