电动汽车充电站需求侧响应业务研究

电动汽车充电站需求侧响应业务研究在能源转型与电力市场改革政策导向下，需求侧响应成为提升电网灵活性、促进新能源消纳的关键路径。本文聚焦成品油销售企业旗下充电站的业务拓展需求，围绕电动汽车充电站参与需求侧响应业务开展系统性研究。首先梳理了国内外相关政策背景，明确业务开展的政策支撑与发展机遇；分析了需求侧响应市场的区域分布特征和规模增长态势，奠定业务落地的市场基础；从电网、充电站运营及用户三方视角，阐释业务开展对优化电网负荷、提升充电站盈利能力与运营效率、降低用户充电成本的多重价值；详解业务参与的准入条件与注册申报流程，为实际操作提供路径指引；最后以四川地区需求侧响应规则为依据，选取某代表性充电站进行实证测算，量化测算业务参与收益。研究结果可为成品油销售企业依托现有加油站与充电站资源布局，拓展需求侧响应业务、实现能源业务多元化转型提供理论参考与实践借鉴。0引言随着新能源汽车市场占有率突破30%[1]与可再生能源装机占比超50%[2]，我国电力系统正面临源荷波动加剧、调节能力不足等挑战。虚拟电厂（VirtualPowerPlant,VPP）作为一种通过先进信息通信与控制技术聚合分布式资源、实现统一调度与市场化运营的新型能源管理模式，正逐步从概念走向商业化落地。中国石油四川销售公司作为区域性加油站网络运营商，在向综合能源服务商转型过程中，已建成覆盖城市主干道、高速服务区和物流枢纽的充电网络（总装机功率超340MW），并试点部署光储充项目。这些资产具备负荷可控性（充电桩）与发电潜力（光伏），天然契合虚拟电厂对“可调负荷+分布式电源”的资源要求。因此，探索以充电站为核心节点构建虚拟电厂（VPP），不仅是响应国家能源政策的战略举措，更是挖掘存量资产价值、开辟第二增长曲线的关键路径。本文以四川销售公司充电网络为实践基础，结合区域市场特征，重点探讨充电站参与需求侧响应的潜力评估、价值维度和实施路径，为公司综合能源服务转型提供决策支撑。1研究背景1.1政策背景在“双碳”目标引领下，新型电力系统建设与新能源产业高质量发展进入深化阶段，国家发展改革委、国家能源局于2025年11月10日发布的《促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源〔2025〕1360号）[3]，与此前系列政策形成协同发力的政策体系，为电动汽车充电站参与需求侧响应业务提供了充分的政策红利。从顶层设计来看，政策背景聚焦于新能源消纳保障、电力系统灵活性提升和充电基础设施高质量发展三大核心导向：一方面，随着风电、光伏等新能源装机规模持续扩大，其间歇性和波动性特征对电力系统调峰调频能力提出更高要求，政策明确提出要激活需求侧柔性调节资源，将充电站等可调节负荷纳入电网协同调控体系，通过灵活调整充电功率、转移充电时段等方式缓解新能源消纳压力；另一方面，大功率充电设施的快速普及推动充电负荷规模持续增长，国家发展改革委等四部门《关于促进大功率充电设施科学规划建设的通知》（发改办能源〔2025〕632号）[4]要求建立充电场站与配电网高效互动机制，支持充电运营企业接入新型负荷管理系统参与需求响应，以技术赋能实现负荷与电网的动态匹配。在地方实践层面，政策落地进一步细化准入与激励机制，例如四川省明确虚拟电厂运营商接入新型电力负荷管理系统并完成注册后，可聚合充电设施等资源参与需求侧市场化响应，通过价格信号与交易机制激发运营主体积极性。系列政策既通过规划引导、技术标准完善为充电站参与需求响应提供操作依据，又以财政支持、市场交易权限开放等激励措施降低参与门槛，形成“顶层设计+地方落实”“硬性要求+柔性激励”的政策框架，推动充电站从单纯的能源消费终端向电网柔性调节资源转型，成为保障电力系统安全稳定运行与新能源高效消纳的重要支撑。1.2市场情况电力市场需求侧响应（DemandResponse，DR）在不同区域的实施呈现出显著的区域特点与差异（见表1），这些差异主要受以下因素影响：能源结构（例如煤电、水电、风电、光伏占比），电网负荷特性（峰谷差、最大负荷水平），经济发展水平与产业结构（工业/商业/居民用电比例），气候条件（夏季高温、冬季寒冷对空调/采暖负荷的影响），电力市场改革进度与政策支持力度、技术基础设施（智能电表覆盖率、通信网络、自动化控制能力）。1.2.1区域特点华东地区（以江苏、浙江为代表）工业负荷占比高，拥有大规模可调节潜力。该区域经济发达，用户电价承受能力强，参与电力调节的意愿较高，同时电力供需矛盾突出，夏季空调负荷集中问题尤为明显。此外，当地电力市场化机制成熟，虚拟电厂、负荷聚合商等市场主体活跃。与中西部地区相比，华东地区更侧重通过市场化激励与技术创新双轮驱动推进电力调节，而非依赖行政指令。西北地区（以宁夏、陕西为代表）风光新能源装机比例高，但本地负荷规模小，“反调峰”问题突出——即风光发电量较大时，本地用电负荷反而偏低。该区域工业用户集中，像电解铝、化工等行业拥有大容量、可中断的负荷资源，需求侧响应的核心作用是促进新能源消纳，而非单纯实现削峰。因此，西北地区的需求侧响应目标更侧重“源荷协同”与“绿电消纳”，区别于传统意义上的削峰导向。西南地区（以四川为代表）以水电为核心电力来源，占比极高，呈现“丰水期电力富余、枯水期供应紧张”的显著特征。该区域负荷的季节性差异明显，需求侧响应需同时兼顾跨季节调节和日内调节需求。2025年当地已出台专项方案，重点探索水电富余时段的用电激励机制，进一步优化电力资源配置。同时，西南地区用户长期享受低价水电，对电价信号的敏感度较低；工业结构偏重型，钢铁、建材等行业占比高，负荷的柔性调节能力有限。与其他区域相比，四川的需求侧响应更聚焦跨季节电力平衡与水电消纳优化，且依托独特的水风光一体化发展背景，形成了差异化的推进路径。华北与京津冀地区区域环保压力突出，需求侧响应与“双碳”目标、大气污染防治政策深度绑定；随着电采暖推广，冬季采暖负荷显著提升，形成冬夏双高峰的电力供需格局；政策层面强制性较强，早期以有序用电为主要手段，当前正逐步向市场化方向转型。表1主要区域需求侧响应核心特征对比1.2.2市场规模截至2025年，全国电力市场需求侧响应市场规模预计达144亿～246亿元，并呈现出显著的区域差异，主要受各地最大用电负荷、政策目标（例如3%～5%调节能力）、资源禀赋和市场机制成熟度影响。根据国家发展改革委《电力需求侧管理办法（2023年版）》（发改运行规〔2023〕1283号）[5]要求，到2025年，各省需求响应能力需达到最大用电负荷的3%～5%，峰谷差率超40%的省份需达5%或以上。结合公开数据与行业测算，主要区域的需求侧响应潜在规模（以可调容量计）和市场价值估算见表2。表22025年各区域需求侧响应市场规模估算表2电动汽车充电站开展需求侧响应业务的意义2.1对电网的积极影响2.1.1削峰填谷，平衡负荷需求侧响应是缓解电网峰谷差的“柔性利器”。通过引导充电站在低谷时段增加充电负荷、高峰时段削减负荷，可有效“削平”电网负荷曲线。以上海虹桥交通枢纽充电站为例，该站接入需求侧响应系统后，高峰时段（17:00—21:00）充电负荷从原来的1200kW降至800kW，削减率达33.3%；低谷时段（00:00—6:00）充电负荷从300kW提升至700kW，负荷提升率达133.3%。据国家电网测算，若全国30%的充电站参与需求侧响应，每年可减少电网峰谷差1500×104kW，相当于少建2座600×104kW级火电厂，大幅降低电网投资成本。2.2.2提高供电可靠性和电能质量充电负荷的无序接入容易导致电网电压波动、频率偏差等问题，尤其在老旧小区或郊区电网，变压器过载、线路损耗增加等问题更为突出。需求侧响应通过错峰充电和动态功率调节，可避免充电负荷集中冲击电网。例如，苏州市某社区充电站在未参与需求响应前，夏季高峰时段因充电负荷过大，导致周边居民电压降至198V（标准电压为220V），频繁触发家电保护；接入响应系统后，充电站通过高峰时段分时段充电，将最大负荷控制在变压器容量的80%以内，居民电压稳定在215V～220V，供电可靠性提升至99.98%。此外，需求侧响应还能辅助电网调频——当电网频率低于50Hz时，充电站可暂停部分充电负荷，快速释放电网容量，帮助频率恢复稳定，响应速度可达秒级，优于传统火电机组。2.2.3促进可再生能源消纳风电、光伏等可再生能源具有间歇性和波动性特征，发电高峰时段若无法及时消纳，将导致大量弃风弃光。电动汽车充电负荷具有可调节性，恰好能与可再生能源发电曲线匹配。例如，甘肃酒泉是我国重要的风电基地，白天风电大发时段（10:00—16:00），当地电网弃风率曾高达25%；自2023年推动充电站参与需求响应后，电网公司通过发布风电电价补贴（低谷电价基础上再降0.1元/kWh），引导充电站在风电大发时段集中充电，2024年当地弃风率降至8%，风电利用率提升17个百分点。据测算，1个1000千瓦的充电站，若在风电大发时段满负荷充电，每年可消纳风电约800×104kWh，减少二氧化碳排放6400t，相当于种植3.5万棵树。2.2对充电站运营的好处2.2.1降低运营成本购电成本是充电站最主要的运营支出，占总成本的60%～70%。需求侧响应通过“低谷购电、高峰少购电”，可大幅降低充电站的购电成本。以一个10桩（单桩功率120kW）的中型充电站为例，假设日均充电量8000kWh，未参与需求响应前，高峰时段（1.2元/kWh）充电量占比40%，平段（0.8元/kWh）占比30%，低谷（0.4元/kWh）占比30%，日均购电成本为：8000×（40%×1.2+30%×0.8+30%×0.4）=6720元。参与需求响应后，通过引导用户调整充电时段，高峰占比降至10%，低谷占比提升至60%，平段占比30%，日均购电成本变为：8000×（10%×1.2+30%×0.8+60%×0.4）=4800元，日均节省成本1920元，年节省成本超70万元。此外，部分地区对参与需求响应的充电站还给予设备改造补贴，例如浙江对充电站智能调度系统改造给予50%的费用补贴，进一步降低充电站的初期投入。2.2.2提高设备利用率充电桩业务的盈利来源于充电服务费，在充电桩功率相同的情况下，充电桩业务的盈利水平由充电桩数量、服务费水平与单桩利用率决定。当前由于充电桩的营收取决于充电桩利用率和充电服务费两大因素，当前用户对服务费价格比较敏感，这导致服务费短时间内很难提高，充电桩数量和利用率将决定充电站的盈利能力和投资回报周期，单桩利用率每提升1%，单个充电桩营业收入将提升19.4%[6]。传统充电站存在“高峰排队、低谷闲置”的问题，充电桩利用率普遍偏低——据中国充电联盟数据，2024年全国公共充电桩平均利用率仅为15%～20%，部分充电站低谷时段利用率甚至不足5%。需求侧响应通过“错峰引导”和“预约充电”，可平衡充电桩在不同时段的使用频率。例如，滴滴充电在全国布局的“智慧充电站”，通过App向用户推送低谷时段充电优惠券（例如满100元减20元），引导网约车司机在凌晨2:00—6:00充电，使充电桩低谷时段利用率从8%提升至35%，全天平均利用率提升至28%。设备利用率的提升，意味着单位时间内充电量增加，充电站的营收也随之增长。以单桩日均充电量为例，利用率从15%提升至28%，单桩日均充电量从45kWh增至84kWh，年营收可增加约1.4万元（按0.6元/kWh的毛利计算）。2.2.3增强市场竞争力在充电基础设施日益饱和的背景下，单纯依靠“低价竞争”已难以为继，而具备需求侧响应能力的充电站，可通过“优质服务+差异化体验”吸引用户。一方面，参与需求响应的充电站能提供更稳定的充电服务——由于避免了高峰时段电网过载导致的充电中断，用户充电成功率可提升至99%以上，远高于行业平均的92%；另一方面，充电站可通过“定制化充电方案”满足用户需求，例如为家庭用户提供“夜间低谷充电套餐”，为物流企业提供“光伏直充+绿电认证”服务，形成差异化竞争优势。例如，特来电为某物流园区打造的“绿电需求响应充电站”，不仅为物流车辆提供低谷充电优惠，还为用户出具绿电消费凭证，帮助企业实现碳中和目标，该充电站用户留存率达85%，远高于行业平均的60%。此外，具备需求响应能力的充电站还能获得政府或电网公司的“优先合作资格”，例如纳入虚拟电厂资源库、参与辅助服务市场等，进一步拓展盈利渠道。2.3对用户的益处2.3.1降低充电成本用户是需求侧响应的直接受益者，通过在低谷时段充电，可节省大量充电费用。以一辆续航500km的电动汽车为例，单次充满电需60kWh，若在高峰时段充电（1.2元/kWh），费用为72元；在低谷时段充电（0.4元/kWh），费用仅为24元，单次充电可节省48元。对于网约车司机而言，年均充电约100次，可节省4800元，相当于增加1个月的收入；对于家庭用户，年均充电约50次，可节省2400元，降低用车成本。此外，部分地区还对参与需求响应的用户给予额外补贴，例如深圳对通过App参与尖峰时段错峰充电的用户，给予0.2元/kWh的补贴，进一步降低用户负担。2.3.2提升充电体验需求侧响应可有效解决用户“充电排队”“充电中断”等痛点，提升充电体验。一方面，通过错峰引导，用户可避开高峰时段的排队高峰。例如，北京某商业区充电站在未参与需求响应前，18:00—20:00平均排队时间达45min；参与响应后，通过引导30%的用户在20:00后充电，排队时间缩短至15min以内。另一方面，由于充电站通过动态功率调节避免了电网过载，充电过程中不会出现“跳闸”“功率骤降”等问题，用户充电体验更顺畅。此外，具备需求响应能力的充电站通常配备智能App，用户可实时查看充电桩空闲状态、预约充电时间、预估充电费用，实现“一键充电、无感支付”，大幅提升充电便捷性。例如，小鹏汽车的“小鹏超充App”可根据用户出行计划，自动推荐低谷时段充电站点，并预约充电时间，用户到达后无需等待即可直接充电，整个过程耗时比传统充电缩短30%。3需求侧响应的原理及实现路径3.1需求侧响应的原理需求侧响应是指在电力市场信号或政策激励下，电力用户通过调整用电时间、用电负荷大小，参与电网供需平衡的一种柔性调节机制。其核心逻辑是以价格或激励为杠杆，引导用户从被动用电转向主动互动，本质是将用户侧柔性负荷转化为电网可调度的“虚拟电源”。对于电动汽车充电站而言，需求侧响应的原理可概括为“三层协同”。首先，电网侧通过发布峰谷分时电价、尖峰电价或需求响应邀约，传递供需紧张信号；其次，充电站作为负荷聚合主体，结合充电桩运行状态、用户充电需求等数据，制定动态充电策略；最后，用户通过App接收充电时段建议或价格优惠，自主调整充电时间，实现“电网—充电站—用户”的三方联动。例如，在电网负荷高峰时段，充电站可暂停非紧急充电订单，优先保障居民生活用电；在风电、光伏大发的用电低谷时段，则鼓励用户延长充电时长，助力可再生能源消纳。3.2需求侧响应的实现路径3.2.1价格激励型价格激励是当前最成熟的实现方式，核心是通过“价差引导”激发用户参与意愿，具体包括以下方式。一是峰谷分时电价。将一天24h划分为高峰、平段和低谷3个时段，执行不同电价。例如，广东2024年工商业峰谷电价政策中，高峰时段（10:00—12:00、14:00—19:00）电价为1.28元/kWh，低谷时段（00:00—8:00）仅为0.45元/kWh，价差达0.83元/kWh，充电站可引导用户在低谷时段充电，降低整体购电成本。二是尖峰电价。在夏季、冬季用电极端高峰时段（例如夏季13:00—15:00），在峰谷电价基础上额外上浮20%～50%，倒逼充电站减少高峰负荷。三是实时电价。基于电网实时供需情况动态调整电价，每15min更新一次，适用于具备智能调度能力的大型充电站，可实现“负荷跟随电价”的精准调节。3.2.2政策激励型由政府或电网公司主导，通过补贴、奖励等方式推动充电站参与。例如，江苏2024年出台《电动汽车充电站需求响应试点方案》，对参与需求响应的充电站，按实际削减负荷量给予0.3元/kWh的补贴；深圳则将充电站纳入虚拟电厂资源库，参与调峰调频辅助服务，单次响应可获得200～500元/MWh的收益。此外，部分地区还推出“绿电+需求响应”组合激励，优先保障参与响应的充电站使用风电、光伏等绿色电力，助力企业实现碳中和目标。3.2.3技术支撑型依赖智能硬件与软件系统的协同，实现用电负荷的自动化调度。一般可实现毫秒级负荷调整，避免人工干预延迟；调度精度高，能根据电网实时状态精准匹配充电需求与供电能力；长期运营成本低，自动化系统可减少人力投入，适配大规模充电站管理。但初始投入成本高，智能硬件改造与云平台搭建需大量资金；技术依赖性强，系统故障或网络中断会直接影响响应效果；对用户侧设备要求高，老旧充电桩或未搭载V2G（车辆到电网）功能的车辆无法参与。关键技术包括智能充电桩、云平台调度系统和V2G技术。智能充电桩。具备远程控制、功率调节功能，可接收充电站平台指令，在高峰时段自动降低充电功率（例如从120kW降至60kW），或暂停非必要充电，快速平抑负荷高峰。云平台调度系统。整合电网负荷数据、充电站运营数据、用户充电预约数据，通过AI算法预测未来24h充电需求，自动生成最优充电计划，实现供需动态平衡。V2G技术。在电池技术成熟的场景下，电动汽车不仅可充电，还能在电网高峰时段向电网放电，成为“移动储能电站”。例如，截至2024年底，深圳已建成120个V2G示范充电站，单次放电可帮助电网削减负荷500kW以上大幅提升电网削峰能力。4参与方式4.1准入门槛根据《四川省2025年电力需求侧市场化响应实施方案的通知》（川发改能源〔2025〕255号）[7]，四川地区参与需求侧响应的用户有3类，分别是一般电力用户、售电公司和虚拟电厂，其中一般电力用户的准入条件为10kV及以上专变工商业电力用户，具备分时计量（全天96点负荷曲线采集能力），单次响应市场不低于1h。依据《电能计量柜》（GB/T16934—2013）和《民用建筑电气设计标准》（GB51348—2019），目前公司充电站设计装机功率普遍在300kW以上，电压等级10kV，配置箱式专用变压器及Ⅲ类电能计量装置。这类装置对应的智能电能表（通常为0.5s级精度）本身具备分时计量、15min间隔负荷数据存储的基础功能，匹配电网用电信息采集系统的数据采集需求，一般来说充电站无需额外改造就能实现96点负荷曲线采集，达到市场准入门槛。4.2注册与申报机制电力用户可选择直接参与、通过售电公司或虚拟电厂运营商代理参与需求侧市场化响应。参与需求侧响应的电力用户在电力交易中心完成市场注册后，即可在电力交易中心平台参加响应申报。申报按照需求情况，由平台组织用户申报和市场出清。用户通过平台查看需求，分时段进行市场交易申报，申报内容包括响应容量、响应价格和响应时段。平台按照不同的响应机制，开展边际出清，出清价格为边际交易单元的申报价。用户收到出清结果后，可按中标容量在响应时段执行，按时按量调节用电负荷。4.3响应机制与响应补偿按四川地区规则，需求侧响应分为月度备用、日前响应和应急响应，总体遵循“月度备用夯基、日前响应为主、应急响应补充”原则（见表3）。月度备用主要在迎峰度夏期间，平台于上月25日发布当月备用容量需求，上月26日—27日由电力用户申报，上月28日开展市场出清并发布出清结果。日前响应主要是出现电力缺口时，平台D-1日17:00前发布D日响应需求，D-1日21:30前用户申报并确认，D-1日21:30开展市场出清，22:00发布出清结果。应急响应是当日前响应不满容量需求或出现新增缺口时，由国网四川省电力公司继续组织开展应急响应，不在平台出清。表3四川地区“月度—日前—应急”响应流程四川地区执行两部制响应补偿，电力用户参与需求侧市场化响应的收益=备用容量收益+响应电量收益，售电公司仅可针对日前响应与电力用户分享响应电量收益，虚拟电厂运营商可与电力用户分享备用容量收益和日前响应电量收益。若某月未启动日前响应，仅结算电力用户备用容量收益。5收益测算5.1有效响应认定标准按照四川地区规定，有效响应的认定标准需同时满足以下两个条件：1）实际平均负荷≤基线平均负荷（Lb_avg≤La_avg）；2）实际最大负荷≤基线最大负荷（La_max≤Lb_max）。其中，基线负荷是指在“无响应指令、用电行为正常”的场景下，用户理论上的用电负荷水平。一般采取历史同期平均法或前N日平均法，选取每日对应时间段的平均负荷或最大负荷进行计算，由电力公司按政策文件计算。5.2响应收益计算以日前响应为例，需求侧响应按小时开展，响应收益按有效响应容量计费，而有效响应容量主要计算逻辑是通过响应时段内实际平均负荷与基线平均负荷之间的差值认定。举例来说，按照四川地区需求侧响应作价方案，用户响应收益S计算规则如下：S=R-K

（1）R=C×P

（2）K=Max(A×90%-C,0)×Q

(3）其中，R为响应费用，K为考核费用，C为有效响应容量，P为出清价格，A