车网互动开启五年窗口期，5000万千瓦储能待唤醒

新型电力系统最大的变化是，需求侧不再只是被动用电，而是成为具有弹性的需求。

随着风电、光伏等新能源快速发展，新型电力系统正面临新能源消纳、系统调节能力不足等现实挑战。与此同时，国内今夏用电负荷屡创新高，新能源汽车保有量亦持续攀升，海量车载电池正从交通能源载体，转变为潜力巨大的分布式储能资源。

车网互动（V2G）正成为中国分布式短时储能的主要载体。在日前《知识分子》主办的“科学四十人”圆桌活动讨论会上，中国科学院院士、清华大学教授欧阳明高等多名专家达成共识，今后五年将是V2G产业的关键启动期。

另据6月末印发的《新型能源体系建设“十五五”规划》，到2030年国内车网互动聚合可调充电规模应达5000万千瓦左右，以充分挖掘用户侧调节潜力，提高电力需求响应比例。尽管技术路径已较为成熟，但稳定的商业模式迟迟未能跑通。行业认为，核心症结在于现有电价体系无法充分体现电力资源的时空稀缺性，供需价格信号缺位，大量电动汽车资源仍待市场唤醒。

如何释放千万千瓦级互动功率的车载电池储能价值，成为新型电力系统建设与电力市场机制改革中亟待回答的命题。满足2050年国内全天应急用电需求 电动汽车保有量快速扩张，正给城市配电网带来现实考验。截至6月底，国内电动汽车保有量接近5000万辆，行业预计到2030年保有量将达1.1亿~1.6亿辆，2040年进一步增至3亿~4亿辆。

“电动汽车的总体用电量不大，但问题关键在于集中充电带来的负荷过高。”欧阳明高以北京为例介绍称，如果北京未来500万辆电动汽车夜间回家同步充电，单车充电功率若为10千瓦，总负荷就将达到5000万千瓦。

而目前北京最大用电负荷仅为2500万至3000万千瓦，且部分新推出的超快充设施已进入兆瓦级（即1000千瓦），若1万辆汽车同时以1兆瓦功率充电，总负荷将达1000万千瓦，挑战本地电网承载边界。在他看来，电动汽车保有量大幅提升，必然倒逼充电行为从无序充电走向有序充电，再进阶到车网互动。

所谓车网互动，行业公司链宇科技技术总监陈欢告诉第一财经，其本质是实现“车—桩—网”双向协同，既让电动汽车的充电行为精准可控，引导至用电低谷时段充电、用电高峰时向电网放电，又能削减电网的峰值负荷，使电动汽车从“电网负担”变身“移动储能单元”，为电力系统提供灵活性调节资源。目前V2G落地大致分为三类场景。“

点”的维度聚焦园区场景，聚集的大量电动汽车作为分布式储能资源，配合光伏、储能等设备协同运行；“线”维度面向交通场站，通过光储充一体化、重卡换电电池补给乘用车等方式，减轻对大电网的冲击；“面”维度则聚焦建筑，打造房—车—网一体化系统，让建筑用能、节能与车网互动联动运行。对于车主而言，参与V2G也能获得多元收益。

电力交易收益是最直接路径。据欧阳明高介绍，电池循环寿命通常有较大富余，当前车用磷酸铁锂电池容量衰减至70%前，可完成约3000次满充满放循环，按单次续航500公里计算，一般家用轿车在日历寿命的10~15年时间里，仅消耗约500次循环，若以单车电池包容量70千瓦时算，仍存在约2500次富余循环。

欧阳明高测算，若以剩余循环次数参与储能和电力交易，车载电池全生命周期内累计交易电量约15万度，每千瓦时电价差若在0.1到0.5元，则收益可达1.5万至7.5万元。V2G的第二层收益在电池养护。不少车主担心参与V2G会加速电池衰减，但研究给出了不同结论。“

电车充满电后长期停放，反而不利于电池日历寿命。”欧阳明高解释道，V2G模式下，电池多维持半电状态，若采用双向脉冲，可以均匀锂分布、抑制析锂，改善快充特性，还能辅助电池加热改善低温性能。只要控制好电池工作倍率、脉冲频率与脉冲，V2G甚至能对电池起到一定保护作用。

放眼中长期，车载电池的总容量十分可观。欧阳明高保守估计，2030年国内1亿辆电动汽车的车载电池总容量可达65亿千瓦时；到2050年，3.5亿辆车对应的总电池容量约250亿千瓦时，基本接近当前全国单日用电规模。欧阳明高判断，今后五年仍将是V2G产业启动期。

到2030年，按规划5000万千瓦互动功率、2小时储能时长测算，V2G储能容量约1亿千瓦时；2035年可能增至6亿千瓦时，成为关键节点；到2040年，随着固定式储能增速放缓，V2G储能容量或超过40亿千瓦时，逐步成为国内分布式短时储能的主要载体。“沉默资源”待市场机制唤醒 应用场景框架清晰、技术可行性也已验证，但V2G规模化落地却卡在商业模式上。

需求侧海量可调资源，依旧是行业口中那批“沉默的资源”。清华大学电机系教授、能源经济领域资深专家夏清表示，症结在于价格体系。现有电价体系未能充分反映电力资源的时空稀缺性，导致价格信号失真和价值反馈缺失，造成V2G、虚拟电厂等用户侧新型业态落地困难。

国内电量与容量定价割裂，是造成需求侧容量价值难以兑现的主要问题之一。夏清介绍，当前国内电量市场价格基准主要依托火电燃料成本形成，而电源建设投资、可靠性保供等核心容量成本，则单独依靠独立容量电价核算、统一分摊，不计入电量市场价格形成体系。这套机制直接压缩电价峰谷价差，导致尖峰用电时段系统容量稀缺无法通过市场化电价体现。

且相比于火电、电网侧独立新型储能等主体，虚拟电厂、V2G等需求侧可调资源尚未纳入容量电价补偿体系。这意味着即便用电高峰时段V2G为电网提供顶峰支持，亦难获得合理的容量电价回报。另外，输配电价“邮票制”的平均化模式，也弱化了电网资源的时空稀缺信号。

夏清称，当前输配电价主要按统一标准计价，较少区分网架区域、运行时段、拥堵程度等差异，何地、何时电网资源紧缺，难以通过价格信号传导至用户端，电动汽车、储能等也就难以根据电网资源时空稀缺性调整自身行为。对比调节成本更能凸显改革的必要性。

夏清测算，火电灵活性资源单位投资每千瓦约500~1500元，深度调峰增量度电成本约0.06~0.16元；而需求侧灵活性资源的单位可调容量投资约每千瓦200~400元，边际调节成本更低。多名行业人士向第一财经表示，当前V2G推广的关键瓶颈不在生产力，而在生产关系。

电网结算体系、收益分配机制尚未细化落地，车企、车主、充电运营商很难算清投资回报，参与意愿被抑制。如何激活需求侧资源，夏清建议，建立需求侧资源容量定价补偿机制。V2G、虚拟电厂等可在负荷高峰和爬坡阶段为系统提供支撑，理应按照实际贡献拿到容量补偿。

他认为，容量成本还应当更多由峰值时段负荷承担。经其测算，若按不同时段的稀缺程度差异化分摊容量成本，保守情景峰谷价差可提升50%，深度市场化情景的峰谷价差能够扩大至原来2~3倍，极大激活电力需求侧响应潜力。夏清还建议，构建时空差异化的输配电价分摊机制。

输配电价需要区分区域、时段，真正体现电网资源的时空稀缺价值，引导电动汽车等负荷合理布局和错峰用电。他还认为，要优化市场限价体系，释放电力供需的交叉弹性，不必硬性约束单个时段电价的上限，而是限制全年平均电价的涨跌，在让分时电价“上蹿下跳”、充分反映不同时段供需情况、给储能和需求侧资源留出套利空间的同时，确保需求侧总用电成本控制在一定范围内。