国家发展改革委、国家能源局、国家数据局近日联合印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》，为加快构建新型电力系统提供了具体指引。《行动方案》对提升新型电力系统灵活调节能力提出要求，包含充分发挥新型储能调节能力、加强电动汽车与电网融合互动、充分激发需求侧响应活力等。
——新型储能作为调节能力优越的新型主体在《行动方案》中被重点提及。《行动方案》提出，通过建设一批共享储能电站、探索应用一批新型储能技术，加快实现新型储能规模化应用，同步完善调用和市场化运行机制，充分发挥新型储能调节能力。
——电动汽车电池作为储能资源，为电力系统灵活调节提供了更多选择。针对电动汽车大规模充电需求及电池资源的有效利用，《行动方案》提出完善充电基础设施网络布局，加强电动汽车与电网融合互动，建立健全充电基础设施标准体系，加快推动电动汽车与能源转型融合发展。
——同样作为灵活调节资源，需求侧响应在促进新能源消纳、缓解电力供需矛盾、提升全社会能效水平方面发挥重要作用。针对新型电力系统供需协同、灵活智能的建设要求，《行动方案》提出开展典型地区高比例需求侧响应，充分激发需求侧响应活力，典型地区需求侧响应能力达到最大用电负荷的5%或以上，具备条件的典型地区需求侧响应能力达到最大用电负荷的10%左右；利用源荷储资源建设一批虚拟电厂，建立健全标准体系，完善相关规则，提升电力保供和新能源就地消纳能力。
共享储能从试点示范逐步走向规模化
在充分发挥新型储能调节能力方面，《行动方案》明确提出建设一批共享储能电站。何为共享储能？共享储能引进的是“共享经济”的概念，对分散的储能进行整合、再分配。在区域范围内，将独立分散的电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源进行全网的优化配置，由电网进行统一协调，推动源网荷各端储能能力全面释放。共享储能的核心在于其能够提升储能资源的利用效率，降低发电企业的初始投资成本，并通过规模化建设降低管理和运营成本。共享储能的突出特点是不依附于新能源发电项目，在电力市场中的定位更加清晰，潜在收益来源更为丰富；同时，共享储能项目单体规模较大，对电网调度指令的响应能力更强，在电力现货市场、调峰调频市场中具备更强的竞争力。
“共享储能是发挥新型储能优化系统调节能力的重要方式。”中国工程院院士饶宏在解读《行动方案》时，对共享储能提升电力系统调节和支撑能力多有赞许。
对比独立储能“具有法人资格，作为独立主体参与电力市场”的概念特点，可以看出，共享储能事实上是独立储能运营的一类商业模式。两者并非对立概念，大多数情况下是相互交织的。
共享储能可以作为独立市场主体开展电力辅助服务、电力市场交易、项目容量租赁等电力市场活动，既可以作为“充电宝”助力电力系统安全稳定运行，又可以作为“电源点”增加企业多种经济收益，具有“一站多用”的功能。
目前，我国的共享储能正处于从试点示范逐步走向工程化、规模化、系统化和产业化的阶段，在新型储能市场中的地位和重要性不断上升。
中国化学与物理电源行业协会发布的《2024年度中国共享储能发展白皮书》显示，2023年共享储能项目新增并网规模进一步扩大，新增12.41吉瓦/24.46吉瓦时，占2023年新投运新型储能项目规模的54.91%，较2022年的44%增长10.91%。其中，华东和西南地区新增投运共享储能装机功率规模约占全国的46.46%。
据悉，截至目前，山东、湖南、青海、辽宁、安徽、河南、浙江、山西、云南、甘肃、河北、新疆等超过15个省区已经出台了共享储能相关的政策。
近日，江苏省规模最大共享储能电站扩容并网。经过扩容，江苏丰储共享储能电站总规模达到300兆瓦/600兆瓦时。从空中俯瞰，一排排白色储能舱整齐排列，蔚为壮观。
该电站运营期间，一方面利用电化学储能快速响应的特点为电网提供调频、调峰辅助服务，发挥“充电宝”“稳定器”作用，缓解供电压力，提升电能质量；另一方面通过容量租赁的方式服务能源项目并网需求，提升电网清洁能源占比。充分体现了共享储能“一站多用”的功能特点。
类似的共享储能项目在我国将加速涌现。《行动方案》明确“建设一批共享储能电站”的举措，将有力推动新型储能实现更加科学合理的统筹布局，有效解决当前新型储能面临的资源分散、管理复杂、运转低效等深层次问题。
“相对于安装位置分散、所有权多样的新能源场站配储等方式，布局建设共享式储能，尤其是在电网侧集中配置大容量共享式储能，可以充分发挥规模化储能应对调峰、调频、调压等调节需求的综合效益，减少电网调度管理的对象，促进资源集约利用和降本增效。同时，新能源场站按照配比要求购买或租赁共享资源及相应服务，可解决新能源场站配储利用率低和缺乏投资回收机制等问题，实现多方共赢。”饶宏表示，通过布局建设共享储能电站，有利于形成可复制、可推广、可持续的发展模式，推动共享储能从试点示范走向工程化、规模化、系统化和产业化，为新能源快速发展下切实提高电力系统调节能力提供宝贵的实践经验。
共享储能作为顶峰调节的关键手段已初步发挥作用。以广西为例，目前，广西已并网的13家大容量独立共享储能电站每日实现等效“满充满放”，参与电网削峰填谷，在夜间用电低谷时段，将新能源富余电量储存起来，需要时再将电能释放回电网，1—7月累计存储及释放电量2.5亿千瓦时，相当于减少二氧化碳排放8.43万吨。
《行动方案》也对“探索应用一批新型储能技术”提出要求。根据电力系统不同应用场景和调节能力需求，探索建设一批含多种技术路线的储能电站，为储能新技术发展探索合适的发展路径。
饶宏认为，《行动方案》进一步提出通过合理的政策机制，引导新型储能电站的市场化投资运营，从而拓宽新型储能获得多重市场收益的渠道，为新型储能全面参与电力市场提供良好环境，有利于提高新型储能技术的自主可控水平、产业链竞争力和抗风险能力，推动我国储能核心技术持续处于国际领先水平，为稳妥推进新型电力系统建设提供源源不断的调节支撑资源。
有效发挥动力电池灵活性调节潜能
“电动汽车已经成为新型电力系统的重要组成部分。”中国电动汽车百人会秘书长张永伟撰文表示，由于电动汽车具有天然移动储能特性，可作为可调节负荷参与电网互动，平抑分布式光伏、综合能源单元负荷波动，是未来能源系统的重要节点。
而车网互动技术是将电动汽车变为“移动充电宝”的关键技术，可将我国庞大的新能源汽车资源变为可参与电网负荷调节的灵活调节资源。我国新能源汽车产业发展迅速，公安部数据显示，截至2024年6月底，全国新能源汽车保有量达到2472万辆，纯电动汽车保有量1813万辆。
车网互动技术的核心在于电动汽车与电网的双向互动，既可以由电网向电动汽车充电，也可以由电动汽车向电网反向充电。目前市面上的主流模式是V2G，即Vehicle-to-Grid（车辆到电网），体现出电能在电动汽车和电网之间双向流动。
实现电动汽车与电网双向互动，关键在于充电桩。通过具备车网互动功能的充电桩，无论纯电动车或者插电式混合动力汽车皆可实现V2G。
“新能源汽车通过充换电设施与电力网络相连，构建新能源汽车与电力网络的信息流、能量流双向互动体系，可有效发挥动力电池作为可控负荷或移动储能的灵活性调节能力，为新型电力系统高效经济运行提供重要支撑。”国网江苏无锡供电公司副总经理陈志刚在无锡市6月13日举办的多场景车网互动应用活动上表示。
继无锡市此次大规模车网互动应用之后，8月9日，江苏组织实施了国内首次省域大规模车网互动应用。13个地级市的超千辆新能源汽车集中参与错峰充电和向电网放电。当日20—21时，37辆新能源汽车响应国网江苏省电力公司邀请，参与向电网放电，最大放电负荷达1047千瓦，能满足周边小区209户居民的1小时用电需求。
“我们通过这次应用全面验证了规模化车网互动在促进电力系统实时平衡、清洁能源消纳和电网安全可靠供电方面的调节能力，为完善充电市场机制、拓展用户交互模式提供了经验。”国网江苏电力营销部市场处处长阮文骏道出了此次车网互动的意义，“此举发挥了新能源汽车作为移动式电化学储能资源的潜力，为车网互动规模化应用提供了支撑。”
与此同时，在这个夏天，不少其他省区也相继开展了车网互动应用。
8月5日至8日，浙江省车网互动应用累计响应电量163万千瓦时，实现最大削峰负荷11.53万千瓦，为电网提供了超过10万千瓦的灵活负荷调节能力。
8月24日，重庆市首次开展大规模多场景车网互动应用，组织引导超7.58万辆新能源汽车集中参与错峰充电、向电网放电等，在用电高峰时段转移负荷约27万千瓦。
“电动汽车与电网融合互动是重要趋势。”张永伟认为。同时，他也提出推动车网互动应用的几点建议：要提升智能充放电引导服务能力，借助价格激励手段引导用户积极响应智能充放电管理，通过完善电动汽车充电分时电价政策、探索放电价格机制，让参与智能充放电的用户获得充电费用优惠以及放电补贴。通过构建电动汽车、供电网络的信息流、能量流双向互动体系，调节电动汽车充放电时间、功率等，使其成为电网削峰填谷、调频、备用资源，有效发挥动力电池作为可控负荷或移动储能的灵活性调节能力，缓解配电网运行压力，为电力系统高效经济运行提供重要支撑。
而就在近日，车网互动应用迎来了专项政策的出台。
9月10日，国家发展改革委、国家能源局、工业和信息化部、市场监管总局发布了《关于推动车网互动规模化应用试点工作的通知》，提出全面推广新能源汽车有序充电，扩大双向充放电（V2G）项目规模，丰富车网互动应用场景，以城市为主体完善规模化、可持续的车网互动政策机制，以V2G项目为主体探索技术先进、模式清晰、可复制推广的商业模式，力争以市场化机制引导车网互动规模化发展。
《通知》同时明确，要发挥电力市场的激励作用。逐步完善车网互动资源聚合参与电力市场的交易规则，推动充电负荷规模化、常态化参与电力市场交易，支持探索负荷聚合商参与电力市场的商业模式，推动电力市场各类新业态主体培育，逐步形成模式清晰、发展稳定、具备推广条件的负荷聚合商业模式。并完善价格与需求响应机制，加强智能有序充电应用推广。推动建设智能有序充电试点社区，建立居住社区智能有序充电管理体系，在保障电网安全运行的基础上，有效提升个人智能桩接入能力。提升充换电场站互动能力，研究优化报装容量核定方法和并网运行规则，开展智能充换电场站接入容量优化提升试点。
需求侧资源通过聚合实现协调优化
今年夏天，上海市虚拟电厂调峰响应负荷创新高，调峰能力相当于一台大型火电机组。
在8月8日举行的2024虚拟电厂（上海）高峰论坛上，上海市发展和改革委员会副主任朱明林表示，今夏上海用电负荷已三创新高，达到4030万千瓦，虚拟电厂可调能力超过70万千瓦。虚拟电厂“聚沙成塔”提升电力系统灵活性的功效逐步显现。
之所以说“聚沙成塔”，是因为需求侧可调节负荷、电动汽车、储能等各类可调节资源具有点多面广、单体容量小、电压等级低、特性差异大等特征。虚拟电厂具备在市场环境下协调各类小微资源的功能优势，可将数量多、分布广、单体规模小的需求侧资源通过聚合方式，参与现货市场、辅助服务市场和市场化需求响应等，在电力供需平衡中实现高效率、规模化的调节，提升电力系统安全裕度。
虚拟电厂是新型电力系统的重要组成部分，通过与电网友好交互发挥作用、产生价值，在服务电力保供、提升新能源消纳水平、丰富电力市场经营主体，以及优化全社会生产生活用能方式等方面发挥重要作用。
作为需求侧资源的一种组织方式，虚拟电厂不同于常规电厂。它更像是电力的“智能管家”，通过发挥削峰填谷的作用，实现海量资源聚合和协调优化，推动“源网荷储”高效互动，有效破解资源瓶颈和保供调峰矛盾。
据了解，上海市已培育虚拟电厂市场主体24家，接入规模、实际调用能力位居全国城市首位。
需求侧资源参与系统调节主要通过聚合来实现，虚拟电厂是与之密不可分的重要模式。事实上，电力需求侧管理是加强全社会用电管理，包括在用电环节实施节约用电、需求响应、绿色用电、电能替代、智能用电、有序用电等。在电力供应偏紧时，引导电力用户主动削减自己的用电负荷。当电力供需不稳定时，需求侧一端通过调整用电行为来响应电力系统变动。
各地、各部门不断丰富电力需求侧管理实践。长三角所在的华东地区已建立了跨省调峰和备用辅助服务市场，在省间互济方面有丰富的实践经验。在此基础上，长三角的省市间电力互济交易启动了新增富余需求侧资源互济交易和富余新能源消纳互济交易。
江苏、浙江、安徽和上海这三省一市由于资源禀赋、产业结构和用电特点方面的差异，用电尖峰时段基本错开，具有很好的互济基础。据悉，浙江夏季的尖峰负荷出现在9时，上海和江苏出现在中午时段，而安徽的尖峰负荷出现在20时之后。因此，这些省市在用电尖峰时段的互补特性较强，可以通过在区域角度统一配置资源、协调需求侧资源的响应来满足尖峰负荷的需求，从而避免或降低各省市分别建设的成本。
7月31日至8月1日，长三角省市间富余需求侧可调节资源互济交易开展第二轮调电试运行。交易覆盖长三角三省一市，共计34家需求侧经营主体参与，最大成交电力30万千瓦，利用省市间最高负荷出现的时空差异，通过市场化机制支援上海、江苏、浙江各10万千瓦。8月1日11时，上海用电负荷再创历史新高，该时段内上海日前购得浙江、安徽虚拟电厂顶峰互济电力10万千瓦。
为进一步提升需求侧资源在长三角的互济能力，更好地激发需求侧资源的消纳和保供潜力，自然资源保护协会清洁电力项目副主任刘明明撰文建议，从加强顶层设计、建设区域电力市场、完善标准体系等三方面入手。
加强顶层设计，从区域层面进行电力资源规划。加强区域电力规划，综合考虑各省市资源禀赋和发展需求，基于各省需求侧资源发展特点，充分挖掘各自的消纳和保供潜力。在区域层面制定电力供需平衡方案和互济方案，确保省级方案与区域方案的衔接。
建设区域电力市场，促进市场主体的跨省交易。完善区域电力市场交易规则，为市场主体的跨省交易提供规则保障。丰富市场交易品种，传递价格信号，引导多样化的主体参与区域电力市场。降低需求侧资源参与市场的门槛，确保需求侧资源在符合市场规则的前提下同等参与省内和省间市场交易。
完善标准体系，利用数智技术实现需求侧资源的无感响应。基于需求侧资源分散且量小的特点，需要利用数智化技术聚合形成规模，包括精确的分析预测和无感的调度响应。标准体系的建设至关重要，包括数据的收集、传输和监测，调度的发布和响应的实施，交易的执行和结算等。