本周国家能源局印发《配电网高质量发展行动实施方案（2024—2027年）》，围绕供电能力、抗灾能力和承载能力提升，结合各地实际，重点推进四个一批建设改造任务。
中国工程院院士 饶宏 解读
解读要点
一、《行动方案》将“电力系统调节能力优化”作为专项行动，凸显了当前和未来提高电力系统调节能力的重要性和紧迫性
二、因地制宜、协调发展多类型调节性资源，形成多种手段和方式优化组合的调节能力，提升和优化电力系统灵活调节水平
三、《行动方案》提出的“共享储能”是发挥新型储能优化系统调节能力的重要方式
四、《行动方案》明确了新型储能技术要求和研发方向布局，为探索提高调节能力的储能新技术发展路径提供了政策保障
优化电力系统调节能力
加快构建新型电力系统
党的二十届三中全会全面擘画了进一步全面深化改革的“施工图”，全会审议通过的《中共中央关于进一步全面深化改革 推进中国式现代化的决定》将“加快规划建设新型能源体系，完善新能源消纳和调控政策措施”作为现代化强国建设的关键任务。新型电力系统是新型能源体系最为重要的组成部分，是实现新能源高效可靠消纳的最主要载体。为应对高速增长的新能源发电带来的不确定性，优化系统调节能力已成为当前构建新型电力系统的一个重要环节。近日，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局印发了《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（以下简称《行动方案》），将“电力系统调节能力优化”作为九大行动之一，这对于提高新型电力系统灵活智能水平、保障能源安全、支撑实现二〇二九年改革任务目标具有重要意义。《行动方案》的正式印发恰逢其时。
一、《行动方案》将“电力系统调节能力优化”作为专项行动，凸显了当前和未来提高电力系统调节能力的重要性和紧迫性
随着新型能源体系建设不断推进，新能源将保持快速发展态势，电力系统常规调节能力增长相对缓慢，系统调节需求快速提升，对调节资源的爬坡速率、响应容量及经济性、安全性等方面提出更高的需求。其中，新型储能由于其建设周期短、布局灵活、响应速度快等优势，近年来正快速承担起电力系统调节作用，形成规模化发展态势。《行动方案》提出充分发挥新型储能的调节能力，将调节能力作为电力规划的重要组成部分，更加凸显了其在支撑新型电力系统建设中的重要作用和定位，将进一步凝聚各方对新型储能发展的共识，更好促进新型储能高质量发展。
二、因地制宜、协调发展多类型调节性资源，形成多种手段和方式优化组合的调节能力，提升和优化电力系统灵活调节水平
电力系统调节能力的提升，应是综合性的、协调发展的。不同地区应以《行动方案》为指导，围绕不同应用场景及经济性、安全性的需求，强化规划引领作用，开展系统调节能力建设方案编制，统筹推进常规电源、需求侧响应、储能等各类调节资源建设，因地制宜推动各类调节资源科学配置，形成多种手段和方式优化组合的调节能力，适应新型电力系统多时间尺度和多应用场景的需求，做到安全、经济和环境协调发展。《行动方案》的出台将催生新技术、新业态，促进形成不同时长、不同频次、不同规模、不同适应性的多元融合电力系统调节技术，从而科学系统地推动电力系统调节能力从根本上得到保障。
三、《行动方案》提出的“共享储能”是发挥新型储能优化系统调节能力的重要方式
《行动方案》提出“建设一批共享储能电站”，这一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，能够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。党的二十届三中全会强调“推动科技创新和产业创新融合发展”，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。
四、《行动方案》明确了新型储能技术要求和研发方向布局，为探索提高调节能力的储能新技术发展路径提供了政策保障
新型储能具有广阔的发展前景和市场潜力，但也面临技术发展路线不够明确、盈利模式不完善等挑战。根据电力系统不同应用场景和调节能力需求，《行动方案》提出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。《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。
中国电动汽车百人会秘书长
张永伟 解读
解读要点
电动汽车已经成为新型电力系统的重要组成部分。
城内充电是当前充电的短板。
城际间充电网络建设是重点。
电动汽车与电网融合互动是重要趋势。
充电基础设施标准体系是关键稳舵器。
加强充电网络服务保障能力建设
加快构建新型电力系统
电动汽车的大规模发展需要进一步强化充电网络建设。据公安部数据显示，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。2024年上半年，海南、浙江、广西新能源汽车销售渗透率超过50%，广东、江苏等12省市渗透率超过40%。根据有关部门预测，2025年全国新能源汽车保有量将超过4000万辆，2030年保有量将超过8000万辆。随着电动汽车大规模发展，我国充电基础设施将持续保持高速增长态势。截至2024年6月底，全国充电基础设施保有量达到1024.3万台，其中公共充电桩312.2万台，随车配建桩712.1万台。充电运营商、车企、传统能源企业、大型国央企将进一步加大充电设施投资力度，政府部门也在分场景、分领域、分阶段有序推进各类型充电基础设施建设。
电动汽车已经成为新型电力系统的重要组成部分。
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。通过配套灵活的充放电价格机制、虚拟电厂、聚合交易等方式，能够支撑新型电力系统和新型能源体系构建。当前由于局部配电网接入能力有限，存在供需不匹配问题，电动汽车作为需求侧灵活调节资源，其响应活力尚未得到激发。为此，《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（以下简称《行动方案》）提出，一是要提升包括电动汽车充电设施在内的新型主体涉网性能，二是要开展配电网可接入充电设施容量研究，针对性提升电动汽车充电设施接网能力，三是创新探索应用主配微网协同的新型有源配电网调度模式，四是重点开展电动汽车充电设施网络拓展行动。
城内充电是当前充电的短板。
为满足广大电动汽车车主不同层次的出行需求，《行动方案》提出以“两区”（居住区、办公区）、“三中心”（商业中心、工业中心、休闲中心）为重点，因地制宜布局公共充电基础设施，解决城市目的地充电需求，切实提升用户充电便捷性、满意度。
城际间充电网络建设是重点。
要根据电动汽车车主跨城出行需要，加快打造有效满足电动汽车中长途出行需求的城际充电网络。一是要充分利用高速公路服务区停车位建设城际快充站，满足电动汽车城际、省际出行需求。二是在城市周边、景区、农村等地区加强建设力度，确保充电基础设施在各类区域有效覆盖，建设形成城市面状、公路线状、乡村点状布局的充电网络，科学衔接充电设施点位布局和配电网建设改造，确保充电基础设施体系有力支撑电动汽车产业发展，有效满足人民群众出行充电需求。
电动汽车与电网融合互动是重要趋势。
要构建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，参与智能充放电的用户可以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。
充电基础设施标准体系是关键稳舵器。
针对智能有序、大功率充放电等先进需求，通过标准制修订来减少甚至消除制造或建设不规范、车桩不兼容的问题，降低系统性风险，保障产业链健康、高效发展。电动汽车充放电技术标准与汽车、交通、电网、电力市场、信息数据等领域的标准化工作存在较多交叉，统筹考虑包含新型电力系统在内的发展诉求和综合效益，强化车网互动标准体系系统性建设。推动充电基础设施标准“走出去”，参与全球能源科技合作，强化提升中国技术国际影响力与话语权。
清华大学电机系主任
康重庆 解读
解读要点
一是需求侧资源的开发程度不足。
二是虚拟电厂的调控技术不足。
三是适应新型主体的市场运营体系不足。
为了进一步做好需求侧协同能力提升建设任务，需着重做好以下工作：
第一，进一步挖掘多类型资源的多时间尺度需求侧协同能力。
第二，健全和完善虚拟电厂技术体系，充分释放需求侧资源灵活性。
第三，完善市场和价格机制，充分激发需求侧响应活力。
提升需求侧协同能力
加快构建新型电力系统
2024年《政府工作报告》指出，“深入推进能源革命，控制化石能源消费，加快建设新型能源体系”。加快构建新型电力系统成为关键载体和重要举措。当前，高比例新能源的快速发展与新型电力负荷的大量涌入，不断改变电力系统运行边界与运营模式，持续挑战电力系统的运行灵活性，安全保供和供需平衡难度持续增大，源网荷储协同互动的需求愈发显著。近年来，新型电力负荷管理系统、虚拟电厂聚合调控等技术发展迅速，为电力系统的安全保供和清洁消纳提供了关键技术手段。然而，随着极端气候频发、新能源不确定性进一步增加、新型电力负荷随机性凸显，系统调节需求持续增大、应用场景日渐多元、运营复杂性愈发显现，新型电力系统的需求侧协同能力在以下几个方面仍旧暴露出一定的问题：
一是需求侧资源的开发程度不足。
随着可再生能源的快速发展，特别是光伏装机量的不断提升，部分地区调峰最困难的时段已逐渐由夜间低谷时段转移至白天光伏大发时段，造成午间消纳难、晚峰保供难等挑战，提升需求响应能力的需求变得更为迫切。虽然我国已制定各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%、部分省份达到5%或以上的目标，但是需求侧资源仍然具有更大的潜力可以挖掘。以工业负荷为例，目前在英国、荷兰等欧洲国家工业负荷的响应能力已超过最大负荷的10%。作为工业大国，我国工业电力消费占比在60%以上，但是其需求响应的灵活性能力开发程度较浅，亟待进一步释放。此外，随着电动汽车、通讯基站、用户侧储能、数据中心等新型负荷的快速发展，开发多元化的需求侧资源对于提升电力系统的调节能力也具有重要意义。
二是虚拟电厂的调控技术不足。
新型电力系统中新能源渗透率不断提高，主、配网的消纳压力持续增大，电力系统平衡面临巨大挑战。主网层面，极端气候频发，高比例新能源渗透下的安全保供风险依然存在，适应紧急调度场景下的需求侧资源快速响应机制尚不完善。同时，新能源的波动性和随机性进一步激发系统调节需求，灵活资源的调节容量逐步攀升、调节类型更加多元，爬坡、惯量、实时备用等新型调节需求愈发显著，例如山东、甘肃等地反调峰特性和爬坡顶峰市场需求突出。其中，虚拟电厂凭借更加灵活的外特性和响应能力，为多元化、多时序的复杂调节需求提供重要技术解决方案。然而，现阶段尚未建立完善的技术标准、市场准入规则及安全管控体系，引导电动汽车、5G基站、换电站、数据中心等多元需求侧资源通过适配不同调节品种、不同交易时序，进行聚合运营与协同控制。配网层面，分布式光伏配置规模不断触及配网容量极限，全国已有近400个县出现低压承载力红区。国家发展改革委、国家能源局印发的《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》提出，到2025年配电网承载力和灵活性显著提升，具备5亿千瓦左右分布式新能源接入能力。因此，需要在配电网区域内实现高度的源荷互动，兼顾配网承载与消纳的虚拟电厂调控技术仍具较大潜力。
三是适应新型主体的市场运营体系不足。
目前新型主体在市场中主要参与需求响应和辅助服务市场。在需求响应方面，国内各地区的需求响应机制以固定价格补贴为主，而且费用部分来源于政府补贴，缺乏成型的价格形成机制与成本疏导模式。虽然部分省份建立了市场化的需求响应交易机制，但仍然存在出清价格较低、参与积极性不高等问题。在辅助服务市场方面，虚拟电厂在调峰辅助服务市场发挥一定作用，以湖北省为例，2024年4月至7月已开展填谷调峰调用近25次，为新能源消纳提供有力支撑；上海、浙江、深圳等地利用电动汽车、换电站、5G基站等优质调节资源，开展了虚拟电厂二次调频辅助服务能力验证，为虚拟电厂常态化参与调频市场奠定基础。然而，需求侧资源参与的辅助服务市场交易体系仍不成熟，难以充分激励多元化的需求侧资源参与电网调节。
国家发展改革委、国家能源局、国家数据局紧密结合国家重大转型需求，为进一步引导全社会践行碳达峰目标，制定了《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（以下简称《行动方案》）。《行动方案》明确提出需求侧协同能力提升行动，开展典型地区高比例需求侧响应、建设一批虚拟电厂，为加快新型电力系统构建提供重要支撑。《行动方案》的提出既明确了新型能源体系下电力系统转型发展的目标，也提出了能源转型加快建设的关键举措，特别为需求侧资源灵活性的协同发展指明了方向，将为新型电力系统的建设提供有力支撑。
为了进一步做好需求侧协同能力提升建设任务，需着重做好以下工作：
第一，进一步挖掘多类型资源的多时间尺度需求侧协同能力。
在尖峰负荷问题突出或新能源消纳困难的地区，依托新型电力负荷管理系统促进供需协同运营，积极推动工业负荷、空调负荷、用户侧储能及分布式电源、电动汽车、通讯基站、数据中心等多元用户资源参与需求响应。依据需求侧资源在响应容量、响应速率、响应可靠性等方面的差异化调节特性，面向中长期、日前、日内、实时等多时间尺度的调控要求建立需求侧灵活调节资源库，提升系统的需求响应能力与容量，进而实施高比例需求侧响应，提高电力系统的灵活性，通过供需双向高效互动支撑可再生能源消纳与电网安全稳定运行。
第二，健全和完善虚拟电厂技术体系，充分释放需求侧资源灵活性。
鼓励各区域电网根据自身系统调节需求、电源规划成本、社会环境效益、关联产业拉动等多个方面开展虚拟电厂的规划和配置，推动虚拟电厂等新型资源尽早纳入电力系统规划体系。科学认识虚拟电厂的多元化业务场景，健全需求侧资源参与多品种、多时序市场调节的技术标准体系，完善安全运行标准和交易规则，推进虚拟电厂运营管控平台（聚合商平台）和新型电力负荷管理系统与电力系统统一调度体系的衔接机制。另外，坚持需求导向，科学评估各级电网新能源消纳压力及需求侧灵活资源的经济效率，完善面向主、配网新能源承载与消纳的虚拟电厂技术体系，提升虚拟电厂在安全保供和就地消纳中的协同能力，利用市场工具进一步丰富电力系统调节手段。
第三，完善市场和价格机制，充分激发需求侧响应活力。
面向虚拟电厂、负荷聚合商、用户单独参与等多种市场参与方式，建立规范化、标准化的市场准入规则与注册条件，支撑需求侧资源顺利入市。针对电力保供、新能源消纳等不同应用场景，应根据不同类型需求侧资源在调节响应特性上的差异，结合中长期市场、现货市场、辅助服务市场、容量市场等市场的交易特点，面向多时间尺度的电网调控需求设计多样化的市场交易品种，健全需求响应的价格形成机制与成本疏导模式，支撑需求侧资源常态化参与市场交易并获取合理的经济收益，从而充分激发需求侧资源的多元灵活性。
