当前，新型电力系统建设加速推进，新能源渗透率持续攀升，对系统灵活调节能力提出了前所未有的挑战。新能源汽车作为规模庞大的“移动储能”资源，其车网互动（V2G）潜力巨大。4月，国家发展改革委等多部门联合发布《关于公布首批车网互动规模化应用试点的通知》，公布首批9个车网互动规模化应用试点城市，标志着我国车网互动步入规模化推进的新阶段。要将分散的“移动储能”资源汇聚为支撑电网平衡的有效力量，关键在于构建长效机制，强化协同支撑。
车网互动规模化发展当前面临的挑战，集中体现在价格引导作用不足、市场机制及技术支撑不健全等方面。
价格引导作用不足。在充电侧，9个试点城市所在省份中，目前仅上海、江苏、安徽要求必须执行居民充电分时电价。居民充电分时电价执行范围有限，导致负荷侧调节潜力未充分释放。在放电侧，V2G政策覆盖范围也有限，仅江苏、广东、重庆、安徽、山东等少数省份出台相关政策，且居民侧政策稀缺。现有放电价格对用户吸引力有限，对于价格形成机制的探索仍处于初期。
市场机制有待完善。车网互动资源以虚拟电厂形式参与辅助服务市场，普遍要求聚合能力不低于5万千瓦，分散资源聚合难度较大。车网互动型虚拟电厂基线负荷计算仍缺乏统一标准。V2G反向计量装置较少，用户收益结算方式有待确立，跨区域结算机制尚未建立，增加了V2G的参与成本和复杂性。此外，常态化市场收益渠道较少。各省份近年来需求响应实施频次偏少，车网互动资源可参与电网调峰调频辅助服务的省份仍然较少，绿电交易、容量租赁等创新应用场景尚未形成规模效应。运营商收益仍高度依赖充电服务费，多元化、可持续的市场化收益渠道亟待开拓。
技术标准尚未统一。车端、桩端与电网之间的通信协议、接口规范等技术标准尚未统一，协同效率较低。适用于私家车场景的低成本、易部署的居民侧V2G桩亟待研发推广。用户侧对频繁参与V2G可能带来的电池损耗加速、安全性问题以及行驶里程缩短仍有担忧。目前，行业仍缺乏权威的电池损耗评估标准、合理的补偿机制以及将V2G明确纳入车辆质保范围的广泛承诺。在运营侧，具备强大资源整合能力、电网互动技术支撑能力和市场运作经验的专业聚合商数量仍然较少，并且需要满足电网对负荷预测精度、集群快速响应速度等核心指标的高标准要求，相关技术门槛较高。
为了更好落实国家政策部署，推动车网互动规模化应用，需聚焦关键瓶颈精准施策，加快构建长效机制。
一是加快优化电价政策，发挥经济激励作用。应全面推行并优化充电分时电价政策，显著扩大居民及公共充电设施分时电价的强制或引导覆盖范围，充分挖掘负荷侧调节潜力。对于V2G放电环节，应加快建立健全覆盖居民侧、反映电力时空价值的放电价格形成机制。积极探索多元化定价路径，探索与电力现货市场价格衔接、实施更精细的分时季节定价等，切实提升用户参与V2G的经济性。
二是健全多层次市场，拓展价值实现空间。探索放宽车网互动型虚拟电厂参与各类电力市场的准入容量要求。统一车网互动型资源的基线负荷计算标准、收益分配规则与结算流程，打通跨区域结算的堵点，完善V2G计量结算配套体系。推动向车网互动资源开放调峰、调频等辅助服务市场。大力培育绿电交易、容量租赁等新兴商业模式和应用场景，为运营商拓展多元化、常态化的市场收益渠道。
三是夯实技术基础能力，消除资源发展瓶颈。加快制订并实施车、桩、网互动的统一技术标准与通信协议。建立电池损耗评估方法学，推动建立可信赖的第三方补偿机制，完善并推广经过实践检验的保险产品。支持培育具备专业能力的负荷聚合商，提升其在资源整合、负荷精准预测、集群协调控制以及市场策略制定等方面的核心竞争力。鼓励探索“智能微电网+车网互动”的融合模式，优化内部多能协同与外部市场参与的效率。
