1. 为什么需求侧灵活性正在走向实际应用

需求侧灵活性正在逐步超越试点项目阶段，成为电网运行、能源管理和市场参与中的实际组成部分。

在The smarter E Europe 2026于6月24日举行的多场官方议程中，需求侧灵活性成为重点议题之一，包括聚焦技术实施与商业应用的专题导览、围绕电网拥塞管理开展的公用事业同行交流，以及展示真实可调节负荷项目的专题会议。

相关议程涵盖：

1. 工业负荷；
2. 电池储能；
3. 发电资产；
4. 削峰；
5. 辅助服务；
6. 灵活性市场；
7. 自动化聚合；
8. 可扩展的通信与连接架构。

需求侧灵活性受到越来越多关注，反映出电力系统正在发生以下变化：

1. 可再生能源出力波动性上升；
2. 局部变压器、馈线和电网拥塞加剧；
3. 工业生产过程持续电气化；
4. EV充电和热泵负荷不断增长；
5. 电池储能系统部署范围扩大；
6. 分布式发电和产消者资产的应用持续增加。

需求侧灵活性不能替代必要的电网扩建与加固。

但是，在具备适当资产、控制系统和市场机制的情况下，它可以帮助调节电力需求发生的时间、位置和规模。

在将某个工商业站点、负荷或表后资产视为可实际调用的灵活性资源之前，必须回答一个关键问题：

如何测量、报告并验证其基线、响应过程和实际执行效果？

可靠的现场级计量，是识别、激活和验证可调节负荷的重要基础之一。

2. 什么样的工商业站点或资产具备灵活性

具备灵活性的工商业站点，可以在明确的技术和运行限制内，通过可控负荷、储能系统、现场发电设施或多种资源组合，调整其净功率曲线。

潜在灵活性资源可能包括：

1. 可转移至其他时段运行的生产负荷；
2. 可在一定时间内降低功率的负荷；
3. 可在限定时间内中断的非关键工艺；
4. 具有热惯性的供暖、通风与空调系统（Heating, Ventilation and Air Conditioning，HVAC）和制冷系统；
5. 可调整充电计划的EV充电设施；
6. 可执行充电或放电的电池系统；
7. 大型电机和工业过程设备；
8. 由电网供电、光伏、储能和备用发电组成的混合能源系统。

不同资产能够提供的灵活性类型并不相同。

例如：

1. 某项生产工艺可能可以转移运行时段，但不能在运行过程中直接中断；
2. 制冷系统可能可以暂时降低功率，但必须确保温度始终处于允许范围内；
3. 电池可以快速响应，但会受到荷电状态、额定功率和运行策略限制；
4. 现场发电可以降低站点的电网净取电功率，但不一定改变设施本身的实际用电负荷。

站点或资产在技术上可控，并不意味着其自动符合电网服务、需求响应项目或灵活性市场的参与条件。

可实际使用的灵活性能力通常还需要：

1. 可靠的计量；
2. 明确的基线；
3. 通信连接；
4. 控制接口；
5. 响应时间要求；
6. 运行可用性；
7. 测量与验证机制；
8. 合同或市场准入资格；
9. 适用情况下的结算规则。

3. 从用电量数据转向灵活性数据

传统能源监测与灵活性计量的目的并不相同。

灵活性是通过功率随时间的变化来评估的，而不仅仅依据总电能消耗。

月度总用电量可以说明设施消耗了多少电能，但无法说明：

1. 最高需量在什么时间发生；
2. 负荷变化速度有多快；
3. 哪个资产或生产过程引起了负荷变化；
4. 负荷降低是控制动作产生的结果，还是正常运行波动；
5. 响应维持了多长时间；
6. 事件结束后是否出现负荷反弹。

因此，灵活性项目通常需要比基础月度计费分析更精细、结构更完整的数据。

在欧盟，输电系统运营商、配电系统运营商以及包括独立聚合商在内的相关市场参与方，在取得终端客户同意后，可以使用专用计量设备的数据，对需求响应、储能及其他灵活性服务进行可观测性分析和结算。

如果终端客户未安装智能电表，或者现有智能电表无法提供相关灵活性服务所需的数据，输电系统运营商和配电系统运营商应接受可用的专用计量设备数据用于结算，但仍需满足适用的国家验证规则、数据质量要求、互操作性要求、隐私要求和具体项目规则。

这并不意味着任何私人分项电表都可以自动用于灵活性结算。

数据是否能够被接受，仍取决于：

1. 客户授权与同意；
2. 数据质量；
3. 数据验证规则；
4. 系统互操作性；
5. 隐私与数据访问要求；
6. 具体灵活性项目的技术和结算要求。

4. 核心计量数据类别

所需数据取决于灵活性资源类型、项目目标、合同规则和验证方法，并非每个灵活性项目都需要所有参数。

根据所选电表和系统架构，可使用的数据可能包括：

1. 有功功率；
2. 累计正向电能；
3. 适用情况下的反向电能；
4. 区间电能；
5. 最大需量；
6. 电压；
7. 电流；
8. 功率因数；
9. 无功功率；
10. 频率；
11. 带时间戳的测量数据；
12. 可用情况下的设备和通信状态；
13. 所选型号支持的告警、状态或事件信息；
14. 正向/反向电能方向。

对于三相工业系统，如果所选型号支持，分相测量数据也可能具有重要价值。

计量架构应围绕实际灵活性应用进行设计。

仅监测站点峰值需量的项目，与验证一次持续5分钟的需求响应事件或监测电池双向运行的项目，其数据要求可能明显不同。

4.1 灵活性数据记录应报告哪些内容

测量正确的电气参数只是其中一部分要求。

报告的数据记录还应明确数据所处的业务背景、时间信息和有效性状态。

根据具体项目和验证规则，一条灵活性数据记录可能包括：

1. 计量点或资产标识；
2. 电表或设备标识；
3. 事件或激活指令标识；
4. 时间戳及适用时区；
5. 测量周期或报告周期；
6. 有功功率值或区间电能值；
7. 计量单位；
8. 正向/反向或充电/放电方向；
9. 数据质量或有效性状态；
10. 数据缺失、替代或估算标识；
11. 适用情况下的电流互感器（Current Transformer，CT）或电压互感器（Potential Transformer，PT）变比及倍率信息；
12. 基线方法或基线版本引用；
13. 实际响应与适用基线的对比结果；
14. 相关固件版本或寄存器表版本。

准实时运行数据不应自动等同于经过验证的结算数据。

适用的灵活性项目应明确数据如何被：

1. 验证；
2. 修正；
3. 保存；
4. 在通信中断后恢复；
5. 批准用于效果验证或结算。

5. 基线、响应与验证

基线、响应和验证构成需求侧灵活性的技术与商业核心。

5.1 基线

基线表示在未发生灵活性事件的情况下，预计会出现的用电需求。

基线可能基于：

1. 历史区间数据；
2. 可比运行日；
3. 生产计划；
4. 天气或温度条件；
5. 人员占用情况；
6. 设备可用状态；
7. 经约定的市场或聚合商计算方法。

适用的基线方法通常由以下主体或文件定义：

1. 灵活性项目；
2. 聚合商；
3. 系统运营商；
4. 合同；
5. 结算安排。

电能表负责提供实测数据，通常不会自行定义或完成整套基线计算方法。

5.2 响应

响应是指在规定事件期间实际测得的功率或电能变化。

响应可能包括：

1. 降低负荷；
2. 延后负荷运行；
3. 在可再生能源富余时段增加用电；
4. 通过电池储能放电降低电网取电；
5. 降低EV充电功率；
6. 调整工业生产过程的运行时段。

响应必须基于正确的计量边界、基线和事件时间窗口进行评估。

5.3 验证

验证用于判断承诺的响应是否实际发生，以及响应是否满足规定的功率幅度、响应时间和持续时间要求。

验证过程可能需要确认：

1. 事件开始和结束时间；
2. 基线值；
3. 实际测量功率；
4. 实现的负荷降低量或增加量；
5. 响应延迟；
6. 响应持续时间；
7. 恢复或负荷反弹行为；
8. 缺失数据的处理方式；
9. 电表及时间戳有效性；
10. 数据质量状态；
11. 适用的数据修正或替代规则。

数据质量会直接影响：

1. 灵活性结算；
2. 性能评价；
3. 合同执行；
4. 争议处理。

6. 工商业设施应在哪里设置计量点

单一总进线电表通常不足以识别哪些资产能够实际提供灵活性。

根据设施架构，相关计量点可能包括：

1. 电网进线；
2. 主变压器相关进出线回路或主配电柜；
3. 生产线；
4. 大型电机和工艺设备；
5. HVAC和冷却系统；
6. 制冷负荷；
7. EV充电基础设施；
8. 电池储能系统；
9. 光伏逆变器输出；
10. 关键负荷；
11. 非关键负荷；
12. 租户或部门回路。

如果项目要求对单项资产进行归因或验证，计量架构应能够区分可控资源与不可控基础负荷。

如果经认可的系统架构能够通过其他设备或控制系统提供足够准确、时间对齐且可以验证的数据，则不一定需要为每个资产单独安装一只物理电表。

可用的数据来源可能包括：

1. 专用电能表；
2. 设备控制器；
3. 能源管理系统（Energy Management System，EMS）数据；
4. 楼宇管理系统（Building Management System，BMS）数据；
5. 充电设备数据；
6. 储能变流器或功率变换系统（Power Conversion System，PCS）数据；
7. 经认可的分配方法；
8. 在具体项目或验证方法允许的情况下，经验证的工程模型或分摊模型。

计量点应与所需的电气边界和运行边界相对应。

站点级净需量、馈线级用电量和单台设备运行数据，所回答的是不同层面的问题。

7. 电表、EMS、聚合商与系统运营商的职责

需求侧灵活性是一个多系统协同过程。

电表是重要的数据来源，但不是完整的灵活性平台。

典型流程可以表示为：

测量
→ 通信
→ 数据验证和基线计算
→ 调度或控制
→ 响应验证
→ 结算

电表支持测量层，但不会独立完成以下工作：

1. 确定基线；
2. 调度资产；
3. 向市场申报灵活性容量；
4. 计算最终结算结果。

根据具体项目，响应请求或运行指令可能由以下主体发出或协调：

1. 公用事业企业；
2. 输电系统运营商；
3. 配电系统运营商；
4. 聚合商；
5. 灵活性平台；
6. 项目管理方。

8. 通信与时间同步

当电表数据用于灵活性分析、控制支持或效果验证时，可靠通信非常重要。

根据所选型号和项目架构，现场层集成可能采用：

1. RS485接口；
2. 基于RS485的Modbus RTU；
3. Ethernet；
4. 所选型号支持的Modbus TCP；
5. 用于有限电能计数场景的脉冲输出；
6. 项目专用接口。

与基于寄存器的数字通信相比，脉冲输出能够提供的数据背景信息通常较少，单独使用时可能无法满足需要时间对齐的灵活性验证要求。

脉冲输出可以提供累计电能信息，但通常无法提供数字寄存器所包含的以下信息：

1. 带时间戳的有功功率值；
2. 无功功率值；
3. 设备状态；
4. 事件标识；
5. 数据质量标识；
6. 寄存器级诊断信息。

支持同一种协议，并不自动意味着设备之间能够直接兼容。

项目应确认：

1. 物理接口；
2. 协议类型和版本；
3. 设备地址；
4. 寄存器表；
5. 数据类型；
6. 字节序和字序；
7. 单位和倍率；
8. 正向/反向电能约定；
9. 电表内部测量周期；
10. 寄存器刷新周期；
11. 控制器轮询频率；
12. 网关容量；
13. 超时和重试机制；
14. 时间戳来源；
15. 时钟准确度；
16. 允许时钟漂移；
17. 时间同步方法；
18. 缺失数据处理；
19. 离线存储和数据恢复；
20. 固件和寄存器表版本；
21. 身份认证和访问控制要求。

快速轮询不等同于具备结算级区间数据。

控制器可能每秒读取一次电表，但具体灵活性项目可能要求按照规定方法生成经过验证的5分钟、15分钟或事件型数据记录。

所需数据周期应根据具体项目要求进行确认。

9. 储能与EV充电如何扩大灵活性资源范围

9.1 电池储能系统

电池储能可以通过充电或放电改变站点的净负荷。

在灵活性应用中，项目可能需要区分：

1. 电网取电；
2. 电池充电电能；
3. 电池放电电能；
4. PCS输入与输出；
5. 辅助系统用电；
6. 电网接入点处的站点净需量。

电池的荷电状态、健康状态、可用容量和运行限制，通常由电池管理系统（Battery Management System，BMS）提供。

电能表主要负责测量电池或PCS相关边界上的功率、电能、电压和电流等电气参数。电池管理系统则负责提供电池状态、保护和运行约束信息，两类数据不应混为一谈。

站点电网取电下降，可能由以下一种或多种因素引起：

1. 电池放电；
2. 负荷降低；
3. 光伏发电；
4. 多种资源协同运行。

计量架构应确保相关资源对站点净负荷变化的贡献可以追溯和验证。

9.2 EV充电

如果充电计划和充电功率可以在满足用户需求和运行限制的条件下进行调整，EV充电可以成为灵活性资源。

典型应用包括：

1. 将车队充电转移至低谷时段；
2. 在电网拥塞事件期间降低充电功率；
3. 协调多台充电设备，限制站点峰值需量；
4. 响应动态电价信号；
5. 在可再生能源高出力时段增加充电；
6. 在双向充电架构中跟踪正向和反向电能。

可实际利用的EV充电灵活性会受到以下条件影响：

1. 车辆可用时间；
2. 车辆离站时所需荷电状态；
3. 充电设备功率；
4. 用户需求；
5. 控制系统能力。

电表数据用于支持测量与验证，而充电控制器、EMS平台或车队管理系统负责实施具体充电策略。

10. 面向灵活性应用的计量选型清单

在选择计量硬件前，应确认以下条件：

准确度不应只依据电表准确度等级进行判断。

完整测量链还可能包括：

1. 电流互感器；
2. 电压互感器；
3. 分流器；
4. 兼容电流传感器；
5. 接线；
6. 倍率换算；
7. 时间基准；
8. 数据转换；
9. 网关处理。

只有在计量边界、可控资产、数据用途和验证目标明确之后，才能合理选择电表。

11. YTL如何支持前期电表评估

浙江永泰隆电子股份有限公司（YTL）可根据所选型号和项目架构，为部分工商业、工业、EV充电、光伏、储能和建筑能源应用提供电能计量产品。

可选产品类型可能包括：

1. DIN导轨式电能表；
2. 面板式电力仪表；
3. 多功能电力仪表；
4. CT接入式电能表；
5. AC电能表；
6. 部分DC计量产品；
7. 支持通信的电能表型号。

根据所选型号和项目要求，YTL可支持：

1. 电表型号初步筛选；
2. 电压和电流范围核对；
3. 核对客户提出的CT变比、二次输入及电表侧测量要求；
4. 对客户提出的计量点开展初步技术讨论；
5. 通信选项确认；
6. 寄存器表和数据格式核对；
7. 样品测试支持；
8. 电表与网关或控制器的集成评估；
9. 项目专项技术讨论。

产品能力会因以下因素而有所不同：

1. 产品型号；
2. 硬件版本；
3. 固件版本；
4. 电流传感方式；
5. 通信接口；
6. 寄存器表版本。

通信能力、协议实现、准确度要求和平台兼容性，应根据所选型号和具体项目技术规范进行确认。

YTL主要支持现场级测量和数据采集层。

以下工作仍应由相关项目开发商、EMS供应商、聚合商、公用事业企业、系统运营商及其他项目参与方负责：

1. 基线方法制定；
2. 需求响应调度；
3. 资产控制；
4. 聚合商市场参与；
5. 灵活性项目资格认定；
6. 市场申报；
7. 最终结算。

12. 结论

需求侧灵活性不仅取决于电气负荷或表后资产是否能够被控制。

它需要形成一条完整的数据与业务链路：

测量
→ 通信
→ 数据验证和基线计算
→ 调度或控制
→ 响应验证
→ 结算

对于工商业项目，计量与数据架构应能够：

1. 清晰识别相关灵活性资源；
2. 提供适当的时间序列数据；
3. 与网关、EMS平台和验证流程保持一致；
4. 支持响应过程的测量、报告和追溯。

可靠的电能计量本身不会直接创造灵活性。

它为识别、激活、报告和验证可调节负荷提供必要的数据基础。

综合来看，6月24日的相关议程体现出一个明确的实践方向：通过对工业负荷、电池、EV、发电资产及其他分布式资源进行聚合、自动化管理和控制，将需求侧灵活性转化为可实际运营，并在适用市场机制下实现商业应用的能力。

参考资料

1. The smarter E Europe, “Demand-Side Flexibility,” 24 June 2026.
2. The smarter E Europe, “Utility Peer Exchange: Using Demand-Side Flexibility to Relieve Congestion and Serve Customer Demand,” 24 June 2026.
3. The smarter E Europe, “Demand-Side Flexibility in Action: Best Practices from the Flexible Demand Management Industry,” 24 June 2026.
4. The smarter E Europe, “Prosumer, Flexibility & Energy Communities,” 24 June 2026.
5. Regulation (EU) 2024/1747 of the European Parliament and of the Council of 13 June 2024 amending Regulations (EU) 2019/942 and (EU) 2019/943 as regards improving the Union’s electricity market design, Article 7b, “Dedicated measurement device.”
6. Commission Implementing Regulation (EU) 2023/1162 of 6 June 2023 on interoperability requirements and non-discriminatory and transparent procedures for access to metering and consumption data.