贯通 “车 - 网 - 储” 关键节点，推动新能源汽车与能源网融合助力 “双碳” 目标
01关于公布首批车网互动规模化应用试点的通知
国家发展改革委、国家能源局等四部委于 2025 年 4 月联合公布了首批车网互动规模化应用试点名单，旨在通过「城市 + 项目」双轨推进模式，探索新能源汽车与电网融合互动的规模化落地路径。首批试点涵盖上海、常州、合肥、淮北、广州、深圳、海口、重庆、昆明 9 个城市
以及「北京市基于新型储能的 V2G 车网互动协同调控试点项目」等 30 个特色项目。这些城市在新能源汽车保有量、充电基础设施密度、电力市场改革等方面具有先发优势
02重点任务与实施路径
（一）技术创新与标准体系
关键技术攻关：聚焦动力电池循环寿命提升、高频度充放电安全防控、光储充一体化场站建设等领域。
标准体系构建：2025 年底前完成双向充放电设备技术规范、车桩通信协议、并网运行标准等 96 项国家 / 行业标准制修订，同步完善检测认证体系。
（二）市场机制与价格政策
电力市场参与：支持 V2G 项目聚合参与电力现货、绿电交易及储能容量租赁。
峰谷电价优化：试点城市全面执行充电峰谷分时电价，鼓励居民充电与生活用电差异化定价。江苏常州试点中，居民通过峰谷价差每度电可获 0.85 元收益，叠加需求响应补贴后综合收益提升近 8 倍。
放电价格机制：探索新能源汽车反向放电补偿标准，广州试点中居民放电价格达 0.5-0.7 元 / 度，叠加市级补贴后综合收益可达 1.2-1.5 元 / 度。
（三）基础设施升级
智能有序充电推广：新建充电桩统一采用智能有序充电功能，既有充电桩逐步改造。广州计划 2025 年底建成智能有序充电桩 2.8 万个，接入虚拟电厂平台资源 43 万千瓦。
V2G 设施建设：对 V2G 充换电设施给予最高 50% 的建设补贴，并按放电量给予最高 5 元 / 千瓦时补贴。
（四）电网支撑与调度优化
电网接入服务：电网企业需优化报装容量核定方法，例如对智能充换电场站实施动态容量管理，提升配电网接入能力。
调度机制创新：建立「车 - 桩 - 网」实时互动平台
03应用方案
车网互动
安科瑞ACCU-100M微电网协调控制器作为充电桩与电网之间的 “智能中枢”，通过数据感知、智能决策、动态执行三层架构，实现充电桩与电网的协同控制、车网互动（V2G）及多元控制策略，核心逻辑是平衡充电负荷与电网承载力，同时挖掘能源互动价值。
控制器通过内置传感器及通信模块，实时采集两类关键数据：
电网侧：配电网的电压、电流、频率、有功 / 无功功率、负荷峰值、电网调度指令；
充电桩与车辆侧：充电桩的运行状态（待机 / 充电 / 故障）、当前充电功率、车辆电池 SOC、BMS反馈的充电需求。
数据经边缘计算模块处理后，形成电网负荷与充电需求的动态画像，为控制决策提供依据。
车网互动（V2G）的实现路径
安科瑞协调控制器通过双向能量流控制 + 电网响应机制，支持车辆与电网的能量双向互动（车辆既作为负荷充电，也可作为 “移动储能” 向电网放电）：
双向充放电硬件支持控制器适配具备 V2G 功能的充电桩（直流双向变流器），通过与车辆 BMS 的协议对接，实时获取电池健康状态、充放电阈值，确保放电过程不影响电池寿命。
电网需求响应联动
当电网出现供电缺口（用电高峰、新能源发电骤降），控制器接收电网调度平台的 “调峰指令”，筛选满足条件的车辆（ SOC≥60%、用户授权），控制充电桩进入放电模式（V2G），将车辆电池的电能反向输送至电网，缓解供电压力；
放电结束后，控制器根据电网补偿政策，自动核算用户收益并同步至支付系统，实现 “放电赚钱” 的激励机制。
用户侧灵活授权通过关联用户 APP，控制器支持用户预设 V2G 参与条件（保留续航电量、仅在电价高于阈值时放电），确保用户体验与电网需求的平衡。
其他核心控制策略
充电桩集群协同控制
光储充一体化协同
故障预警与安全控制
04EMS3.0
智慧能源管理平台是一种集成了现代信息技术（如物联网IoT、大数据、云计算和人工智能AI）的系统，用于监测、控制和优化能源使用，以提高效率并减少浪费。
ACCU-100 微电网控制器可直接通过MQTT形式上传数据至云平台，实时展示微电网全景数据，包括光伏功率、储能充放电状态、充电桩负荷等，并支持远程参数配置和 OTA 升级。
聚合微电网内光伏、储能、充电桩及空调柔性负荷；
以单一虚拟电厂子站与独立电力户号接入上层负荷聚合商或虚拟电厂平台；
充分发挥微电网灵活资源的调节能力，实现微电网整体收益最大化。
