今年4月，安徽首座V2B充电站EPC示范项目已建成投运，该站位于合肥市包河区，可逆向将新能源汽车动力电池的电量释放到建筑中，从而使车主获得售电收益；也标志着电动汽车与建筑楼宇电力互动的新模式在安徽成功落地。V2B，即“Vehicle to Building”（电动汽车到办公楼宇），将双向逆变式充放电技术应用于商业建筑楼宇，主要解决电网在用电高峰和低谷时的电力平衡问题。在V2B模式下，电动汽车相当于小型分布式发电站。车主在用电低谷时充电，在用电高峰时放电，利用峰时和谷时的电价差赚取收益，同时帮助楼宇解决高峰期用电需求，减少对电网的依赖，既节约用车成本又调节电网平衡。当前，我国正在加快推动新能源汽车与电网融合互动。2024年1月，国家发展改革委、国家能源局、工业和信息化部、市场监管总局联合发布了《关于加强新能源汽车与电网融合互动的实施意见》，推动新能源汽车反向给电网送电。《实施意见》还明确，到2025年，初步建成车网互动技术标准体系，全面实施和优化充电峰谷分时电价，市场机制建设和试点示范取得重要进展；2030年，我国车网互动实现规模化应用，智能有序充电全面推广。

《经济参考报》7月15日刊发文章《一个交易市场建设折射电力改革“加速度”》。文章称，《电力市场运行基本规则》7月1日起施行，南方区域电力市场管理委员会成立，长三角电力市场暨省市间电力互济交易启动……下半年伊始，一系列新动向表明，电力市场化改革正在加速。  自2015年新一轮电力体制改革启动以来，我国电力市场建设稳步推进，机制不断完善，规模快速扩大，绿电有序入市，有效促进了电力资源优化配置和能源清洁低碳转型。  电力市场建设稳步推进  “云南慧能售电股份有限公司完成现货申报”“赛富电力集团股份有限公司完成现货申报”……6月28日12时许，广州电力交易中心电子交易大屏上数字翻滚，正在进行南方区域电力现货市场交易。  经过加密，738家来自广东、广西、云南、贵州、海南等南方五省区的发电企业和用电企业，纷纷报出未来一天24小时电量买卖需求和期望出售价格。经过出清系统全自动的复杂运算，最终输出成交电量及价格。  “全区域现货交易均价314元/兆瓦时，比昨天高1分左右。”电力交易员陈灏说，出清价格升高，反映出高温天气下，市场对电力需求更大。发电企业将更有意愿发电，用电企业则要掂量着节省用电。电力现货市场实现了发电成本的有效传导，释放了真实的价格信号。  作为一种特殊商品，电力难以大量储存，需要实时供需平衡。传统计划方式下，电价相对固定，难以反映出电力在特定时空中的真正价值。  2015年3月15日，中共中央、国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，被誉为“啃硬骨头的改革”开启，最大亮点是在发电侧和售电侧开展有效竞争，着力构建主体多元、竞争有序的电力交易格局，形成适应市场要求的电价机制。  南方电网充当起“示范田”的角色，加快推进南方区域电力市场体系建设：2016年，广州电力交易中心成立，负责南方区域电力交易市场平台建设；2019年，南方（以广东起步）电力现货市场在全国率先开展结算试运行；2022年，南方区域电力市场启动试运行，标志着全国统一电力市场体系率先在南方区域落地；2023年12月，南方区域电力现货市场完成全域结算试运行，为构建全国统一电力市场体系迈出关键一步。  中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）近日发布的《中国电力行业年度发展报告2024》显示，2023年，电力中长期交易已在全国范围内常态化运行并持续增长。23个省份启动电力现货市场试运行，反映实时电力供需的价格机制基本建立。辅助服务市场实现全覆盖，品种和主体进一步丰富。  资源配置更优化更绿色  中电联数据显示，截至2023年底，全国电力市场累计注册经营主体74.3万家，同比增长23.9%，多元竞争主体格局初步形成。全国市场交易电量由2016年的1.1万亿千瓦时增长至2023年的5.6万亿千瓦时，在全社会用电量比重提升至61.4%，中长期交易电量占比超90%。今年1至5月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量超2.3万亿千瓦时，同比增长5.8%。  市场交易规模迅速扩大的同时，优化配置资源效果也持续显现。对此，南方电网公司市场营销部电力市场管理经理王雪晋有深刻体会。据他介绍，自2017年起，南方电网连续7年的西电东送规模超过2000亿千瓦时。同时，实现疆电送粤、闽粤联网交易，乃至中国、老挝电力贸易，市场资源优化配置范围进一步扩大，多层次余缺调剂格局基本形成。  值得注意的是，随着我国能源绿色低碳转型推进，新能源进入电力市场节奏加快。今年前5个月，全国绿色电力（绿证）消费总量1871亿千瓦时，同比增长327%。  近日，在广州电力交易中心绿电绿证平台，654家经营主体达成2482万张绿证交易，折合电量约248亿千瓦时。这是目前中国最大规模的单批绿证交易，也是广东首次与甘肃、宁夏、新疆等省份的新能源企业进行大规模的跨区域绿证交易。  向“新”而行改革迈入深水区  从2023年7月中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，到今年相关部门多次表态，深化电力体制改革的信号不断释放。  7月1日，《电力市场运行基本规则》正式施行。这是正在组织编制的全国统一电力市场“1+N”基础规则体系中的“1”，后续还将出台《电力辅助服务市场基本规则》等一系列规范性文件。  业内人士指出，当前电改成为能源安全与“双碳”转型两大战略的关键支点，推动新能源入市消纳、完善电力市场化改革等或是重点。  这从近期一些动作上可窥一斑。7月1日，长三角电力市场暨省市间电力互济交易启动，增加富余新能源消纳互济、富余需求侧可调节资源两个交易品种。7月2日，广州电力交易中心市场管理委员会改组成立“南方区域电力市场管理委员会”，成为全国首个区域级电力市场管理委员会，一些民营企业首次加入。  中电联常务副理事长杨昆建议，积极推动新能源稳妥有序进入市场，健全完善适应新能源快速发展的市场机制。同时，加强电-碳市场协同发展，加快“电-证-碳”耦合衔接机制建设，推进电力行业绿色低碳转型。

7月1日，长三角电力市场暨省市间电力互济交易启动会在上海举行。按照“电力互济、错峰互补、容量互备、供需互动”的总体思路，长三角电力市场以省市间电力互济交易为切入点，在中长期、辅助服务、绿电三个交易品种的基础上，增加富余新能源消纳互济、富余需求侧可调节资源两个交易品种，力争在2024年底构建起连同网内抽蓄电力互济的6个交易品种协同并进“新格局”。业界认为，此举是加速全国统一电力市场体系形成的一次重要探索，具有“里程碑”意义。改革“一子落”，发展“满盘活”长三角一体化，是习近平总书记亲自谋划、亲自部署、亲自推动的重大国家战略——2018年11月5日，习近平总书记在首届中国国际进口博览会开幕式上宣布，支持长江三角洲区域一体化发展并上升为国家战略。2021年11月24日，习近平总书记主持召开中央全面深化改革委员会第二十二次会议强调，要健全多层次统一电力市场体系，加快建设国家电力市场，引导全国、省（区、市）、区域各层次电力市场协同运行、融合发展，规范统一的交易规则和技术标准，推动形成多元竞争的电力市场格局。2023年11月30日，习近平总书记在深入推进长三角一体化发展座谈会上作出“规划建设新型能源体系，协同推进省市间电力互济”的重要指示。长三角一体化发展，习近平总书记念兹在兹，谆谆嘱托。“规划建设新型能源体系，协同推进省市间电力互济”的重要指示，为长三角能源工作明确定向，为长三角电力市场建设精准点题。以1/26的国土面积、近1/6的全国人口，创造全国近1/4的经济总量，长三角地区“强劲活跃增长极”的定位，当之无愧。数据显示，以长三角为主体的华东区域用电量占全国24%，经济总量占全国28.5%，是能源安全新战略版图的主要组成。然而，近年来长三角地区的电力供需格局也面临着电力供需波动加剧、新能源消纳日渐困难等严峻现实。在此背景下，构建全周期覆盖、多元主体融合、各层级有序衔接的长三角省市间电力互济交易机制成了破题关键。6月5日，国家能源局华东监管局发布了《协同推进长三角省市间电力互济交易工作方案》，分别对2024、2025两年的电力市场做出明确规划。此方案也被视为长三角电力市场今后一段时间内的行动指南。该方案提出，2024年，优化完善现有华东区域跨省电力中长期交易和备用、调峰辅助服务市场，进一步挖掘发电侧互济能力；建立富余新能源跨省消纳机制，有效减少弃风弃光情况发生；建立负荷侧调节资源跨省互济机制，缓解度夏度冬负荷高峰时段的保供压力，减少各省市有序用电的发生，有效提升华东电网整体安全水平。2025年，实现中长期电力互济交易更高频次的连续运营，推动各类调节性资源参与跨省交易，扩大绿色电力跨省消纳规模，促进新能源高水平消纳，不断培育负荷侧可调节资源主体，扩大负荷侧可调节资源跨省交易规模。再往长远看，“十五五”期间，长三角地区将形成规则体系完整、峰谷兼顾、运行灵活的区域性电力资源互济平台，更好服务长三角各省市经济社会高质量发展。“3+2”电力互济交易品种业已形成记者从启动会上获悉，2024年以来，新增的富余新能源消纳互济、富余需求侧可调节资源两个交易品种在长三角电力市场较为活跃，备受各方关注。华东能源监管局市场监管处处长魏萍向记者介绍，富余新能源消纳互济交易是指在各省市发电侧调节资源已经用尽的情况下，让各省市的负荷侧可调节资源参与交易。存在弃风弃光可能的省级调度机构提出消纳需求，触发启动市场，买方为具备负荷上调能力的可调节负荷、充电状态储能和电网代购(这些可调节资源优先满足省内需求),买卖双边报量报价，不影响买方省的保消纳能力。“此种交易可以在帮助消纳困难省消纳更多新能源的同时，降低具备调节能力的买方省市电价水平，从而实现绿色与经济发展协同并进。”中国华电营销部副主任兰国芹说。再看富余需求侧可调节资源交易——国网华东分部调控中心副主任邱智勇向记者解释，在发电侧跨省互济资源用尽的情况下，通过富余需求侧可调节资源互济交易，由保供能力仍不足的省级调度机构作为买方提出互济缺口，卖方则是保供有余力省的负荷侧可调节资源，买卖双边报量报价。国网华东分部副主任周坚介绍，2023年上海、江苏、浙江、安徽、福建建成的可调节负荷规模约为70万千瓦、500万千瓦、100万千瓦、90万千瓦、20万千瓦，各省市需求侧资源和市场化调用机制均有较好的基础。周坚认为，若实现各省市需求侧资源的市场化跨省使用，可进一步保障各省市安全平稳度过用电紧张时段，并为新型经营主体创造更多应用场景和更大盈利空间。对此模式，上海蔚来汽车有限公司高级副总裁沈斐深有体会。截至6月24日，蔚来在长三角地区累计建设换电站910座、超充站735座，在长三角充换电设施总电力容量为70.99万千瓦。公司自2018年以来，参与各省需求响应和调峰辅助服务成为常态化。“长三角电力互济交易能充分调动需求侧资源的积极性，为充电桩、换电站等负荷侧可调节资源提供了参与市场的机会，发挥市场优化资源配置作用，缓解供电压力和保障长三角地区新能源消纳。”沈斐介绍，据悉，6月5日，浙江安徽两省签署迎峰度夏电力置换互济协议，按照协议，今年迎峰度夏期间，根据两省用电特性开展电力置换互济，置换电力100万千瓦，以长三角区域合作形式提高两省电力保供能力。记者了解到，近年来，长三角地区夏季高峰期间电力供应普遍偏紧。相关省份加强协作，通过多种途径提升应对用电负荷高峰能力。江苏吴江—浙江嘉善两地投运跨省配电网柔性互联装置，实现配电网跨省零时差互济转供。上海市青浦区、江苏省苏州市吴江区、浙江省嘉兴市嘉善县等地还共建长三角生态绿色一体化发展示范区，打通省际配网“断头路”，实现互联互通。此外，沪、苏、浙等省份电力公司还签订长三角一体化电力保供互助协议，多次完成跨省送电任务，实现了电力优化资源配置，保障区域电力可靠供给。同宗同源，电力互济共克时艰我国电力市场建设的目标是打破省间壁垒，促进以新能源为主的新型电力市场建设和“双碳”目标实现。我国对电力市场管制的目标，是保障电力系统运行安全、电力供应安全可靠、电力市场风险可控。以长三角为主体的华东电网是全球单一国家内规模最大、电压等级最高交流同步电网，各省市电网联系紧密、资源互补性强，“同宗同源”的天然物理条件及地理属性为省间电力互济交易奠定了坚实的基础。实践证明，长三角区域电力市场机制，短期可以实现电力资源余缺互济、长期可以体现综合资源优化配置。江苏电力交易中心有限公司董事长柳惠波举例说明，今年五一期间，江苏组织可调节资源填谷交易，消纳光伏效果显著，通过变更生产计划，调节自备电厂、蓄冰蓄热出力，储能充放时段调整，电动汽车充电服务价格优惠等应用场景的多元化实践，聚合需求侧资源与电网运行协同互动。“我们将综合分析各类型可调节资源的时空响应特性，优化相匹配的常态触发机制与市场化规则，最大限度激活需求侧负荷的灵活性。”柳惠波说。此外，在启动会上，参与省间电力互济交易的中核集团福建福清核电公司引起了与会者的关注。据福清核电有限公司副总经理陈宇肇介绍，该公司自2017年就参与核电省间外送交易，7年来，福清核电为长三角地区稳定输送了超过157亿千瓦时的清洁能源，为缓解局部供电紧张，实现区域减排目标作出贡献。这种跨区域的电力协调与合作，真正实现了共赢，是长三角地区电力互济的最佳实践。陈宇肇认为，随着可再生能源比重快速提升，电量过剩和电力紧缺并存正在成为常态，电能的生产成本和使用成本正在发生分离，这给生产端和消费端都构成很大挑战。“我们目前正在与长三角能源研究院共同开展核电+储能的可行性研究，并开展‘核电+海上光伏+区域储能中心’的清洁能源大基地建设方案研究，通过技术创新和产业升级，不断提高核电的经济性和适应能力，为应对未来更为激烈的市场竞争做好准备。”陈宇肇说。该会议强调，当前我国电力市场建设稳步有序推进，长三角电力市场要勇当排头兵，立足实际需求和现有资源，凝聚各方共识，进一步深化市场机制，支撑长三角一体化高质量发展。进一步协同推进电力互济，提升长三角电力资源配置效率，更好地服务各省市电力保供和新能源消纳。进一步完善长三角电力市场建设方案，健全公开透明的电力市场交易平台，更好地服务市场交易主体。进一步形成工作合力，加强政策解读，听取各方意见，及时协调解决问题，规范公平公正的市场秩序。

国家发展改革委办公厅 市场监管总局办公厅关于规范电动自行车充电收费行为的通知发改办价格〔2024〕537号 各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、市场监管局（厅、委），国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司：  电动自行车是群众日常出行重要交通工具。引导电动自行车户外充电，是消除安全隐患、保障用电安全的重要措施。但目前部分地区充电收费行为不规范、充电费用偏高，影响了群众户外充电积极性。为贯彻落实国务院关于做好电动自行车安全隐患整治工作有关要求，规范充电收费行为，引导充电服务收费标准合理形成，推动降低群众充电负担，现就有关事项通知如下。  一、充电费用实行价费分离，严格明码标价。电动自行车户外充电设施充电费用主要包括充电电费和服务费，充电电费和服务费应分别标示、分别计价。对暂不具备电量单独计量条件的充电设施，各地发展改革部门要会同相关部门结合实际明确升级改造时间节点，要求充电设施运营单位原则上自2025年1月1日起全面实现充电电量单独计量。  充电设施运营单位应按照明码标价有关规定，在充电场所、手机应用程序、微信公众号等醒目位置分别标示充电电价、服务费项目与收费标准，不得收取任何未予标明的费用。鼓励充电设施运营单位采用图片、动画等生动易懂方式展示收费方式和水平，便于用户快速准确理解。  二、严格落实有关电价政策。居民住宅小区内的电动自行车充电设施用电，电网企业向充电设施运营单位、充电设施运营单位向用户，均应按居民合表用户电价计收充电电费；涉及非电网直供电的，对电动自行车充电设施用电电量，电网企业向非电网供电主体、非电网供电主体向充电设施运营单位、充电设施运营单位向用户，也应按居民合表用户电价计收充电电费。居民住宅小区以外的电动自行车充电设施用电，按其所在场所电价政策执行。  三、充电服务费实行市场调节。充电设施运营单位应充分考虑户外充电设施的公共服务属性和民生属性，按照弥补成本、合理收益、诚实信用原则，结合市场供需状况，合理制定充电服务费标准。单次充电结束后，充电设施运营单位应当通过微信公众号、小程序等方式，向用户推送计费模式、充电时长、收费金额等信息。各地应鼓励市场竞争，不得以行政手段指定充电设施运营单位。  四、推动降低充电服务费。具备运营能力的街道办、居（村）委会、小区产权单位、业主委员会以及由其委托的物业服务企业，可在保障安全的前提下自建充电设施，并从低确定充电服务费。对第三方建设运营的充电设施，倡导小区产权单位、业主委员会、物业服务企业等不收或少收场地租赁费用、不参与或降低收入分成，将让利空间用于降低充电服务费。物业服务企业等管理单位接受委托与充电设施运营单位签订运营合作协议时，应与业主充分沟通，遴选优质充电设施运营单位，合理确定充电服务费标准。物业服务企业等管理单位应积极协助做好充电设施选址、建设安装、接电报装等工作。  鼓励具备条件的地方通过给予充电设施建设运营补贴、更好发挥国企作用等方式，降低充电设施建设运营成本。有关方面签订运营合作协议时，签约运营期限可与设备折旧年限适当衔接，倡导签订5年及以上运营合作协议，稳定充电设施运营单位投资预期、摊薄资产折旧成本，为降低充电服务费创造条件。  五、推动充电设施由电网直接供电。电网企业应按照“能改尽改”的原则，对具备条件的充电设施加快改造，尽快实现向电动自行车充电设施运营单位直接供电。现有居民住宅小区尚未实现电网企业直接供电的，鼓励产权单位向电网企业整体移交供电设施，为电网企业向充电设施直接供电创造条件；2025年1月1日以后新建居民住宅小区的充电设施，原则上应当由电网企业直接供电，避免因转供推高充电成本。  六、依法加强监管。各地要结合当地实际及时制定和完善相关价费政策，加大对充电设施运营单位合理确定服务费，以及产权单位、物业服务企业等管理单位主动让利等工作的引导力度，注重运用联合约谈、提醒等方式方法，不断规范充电收费行为。市场监管部门要结合相关投诉举报和人民群众反映，加大监督检查力度，依法查处不执行政府定价、不按规定明码标价等违法行为。相关行业协会要加强行业自律，自觉规范充电收费行为，共同维护良好市场秩序。  各地要高度重视规范电动自行车充电收费行为、推动降低充电收费对引导群众户外充电、保障用电安全的重要作用，加强组织领导，强化政策落实，并做好政策宣传解读。各地相关部门要加强协同联动，研究采取行之有效的政策措施，推动降低户外充电服务费，让群众能承担、愿意用。

随着我国新能源汽车保有量持续攀升，充电技术也日趋完善。众多新能源车主纷纷选择安装家用充电桩，从而更加便捷地为爱车充电。1  准备材料车位使用证明（车位产权证、车位租赁合同等车位相关证明文件）电子版扫描件和复印件物业管理处同意安装充电桩的证明车位权属人身份证复印件充电桩施工方案充电桩产品保险2  确定电源（择一即可）电网公司报装。申请充电桩专用电表，设置独立账户，可享受优惠电价，使用更方便、放心。电表及其安装由电网公司免费提供，但需要报装地址产权证明（车位权属）和物业管理处允许证明，部分偏远地区申请时间较长或不具备申请条件。小区专用变压器取电。直接与物业管理处沟通申请取电开关，无需报装等流程，更快捷，但电费较高，且需物业管理处同意。自建住宅取电。只要电容足够大，随时可进行安装，省去报装电表、物业同意等繁杂手续，但取电点距车位通常较远，会增加安装成本，用电量影响阶梯电价也会增加用电成本。3  安装电表电网公司一般在申请电表流程通过后的三个工作日内安排安装，并提前与用户预约时间。此阶段可与电网施工人员沟通，将电表安装到离车位更近的位置，节省安装成本。4  安装充电桩联系施工队勘察现场，确定具体安装位置、走线方向、取电位置等信息，提供具体施工方案，确认各项施工费用。与物业提前报备具体施工信息，包括安装时间、施工方案、施工人员及电工证等，避免出现物业阻拦等情况，产生误工费用。自建住宅可略过此步骤。施工队进场，准备好常规需要的材料和工具，例如电线缆、线管、膨胀螺丝、冲击钻、切割机等（可沟通是否都由施工队提供），进行充电桩定位及安装、线路敷设、开关接线等工序。充电桩验收，使用专门的放电检测仪器测量充电桩工作电流、电压等数据，通过后方可给汽车充电。目前，市面购买的充电桩或者随车附赠的充电桩均有相应施工安装服务，会有专业人员进行引导，包括资料准备、线路铺设、接线和调试等。在安装过程中，需确保所有材料和文件齐备，并遵循当地电网公司的具体指导和要求，安装费用和线路改造费用根据实际情况而定，建议尽可能避免增项。