推动充换电协同发展，提高补能体系效率丨能源思考

随着新能源汽车进入规模化应用阶段，补能体系已成为保障车辆使用、促进交通低碳转型和支撑电力系统稳定运行的重要基础。

近年来，我国持续加快充换电基础设施建设。政策导向已由扩大设施供给，逐步转向优化场景布局、改善服务质量和增强车网互动能力。

在政策支持和市场需求带动下，我国充换电设施规模快速扩大。截至2025年12月底，全国电动汽车充电设施达到2009.2万个，其中公共充电设施471.7万个、私人充电设施1537.5万个，已建成全球规模最大的电动汽车充电网络。换电站达到5155座，在部分重点城市和运营场景形成了较为稳定的服务网络。同期，全国新能源汽车保有量达到4397万辆，占汽车总量的12.01%；其中纯电动汽车3022万辆，占新能源汽车保有量的68.74%。

从运行情况看，补能服务供给与车辆使用需求仍存在结构性不匹配。空间上，部分居住区充电条件不足；时间上，公共站点和高速公路服务区在高峰时段、节假日期间承受较大压力；服务效率上，运营车辆补能需求集中，对补能速度和车辆周转效率提出更高要求；资源利用上，部分区域设施利用率偏低，布局与实际需求存在偏差。这些问题说明，补能体系建设既要关注设施规模，也要提高布局和运行效率，并根据区域条件、使用场景和车辆特征统筹充电与换电的功能分工和资源配置。

充换电协同发展的必要性

充电与换电在服务对象、建设条件、运营成本和电网影响等方面各具特点。协同发展的重点，是依据不同场景的补能需求合理配置资源，提高补能体系的整体效率。

一是满足差异化补能需求需要合理分工。新能源汽车应用已扩展至出租出行、城市配送、重载运输和城际交通等多个场景，补能频率、时长和空间分布的差异更加明显。充电设施布局较为灵活，适合居住区、办公区和目的地停车等停放时间较长的场景。换电可显著缩短补能时间、提高车辆周转效率，更适合出租车、网约车、城市配送车辆和重卡等高频运营场景。单一补能方式难以同时满足广覆盖和高效率需求，需要通过合理分工实现衔接。

二是提高资源配置效率需要统筹布局。补能设施建设需要占用土地、电网容量和资金。热点区域集中建设大功率充电设施，可能增加局部配电网扩容和运行压力。换电站投资规模较大，对车辆规模、设施利用率和电池适配性要求较高。统筹充换电布局，可依据实际服务需求确定建设时序，减少同一区域内土地、电力容量和设备的重复投入，提高单位资源投入对应的服务能力。

三是新型电力系统需要协同运行。新能源汽车大规模接入后，补能设施已经成为影响电力负荷时序的重要资源。分散式充电具备有序充电和错峰充电潜力，换电站则可利用集中充电和电池储备调整充电时段。将两类设施纳入协同运行体系，有助于根据电网负荷安排补能活动，参与需求响应、削峰填谷和新能源消纳，提高补能体系对新型电力系统的适应能力。

充换电协同发展的现实困境

我国充电和换电均已形成一定发展基础，但二者在规划、运行、商业组织和政策治理方面仍主要沿各自路径推进，稳定的协同机制尚未建立。

一是规划建设统筹不足，功能分工不够清晰。现有规划较多依据车辆保有量、车桩比和行政区划等静态指标，对车辆类型、应用场景和时段差异识别不足，容易将多样化补能需求简单转化为设施数量需求。充换电设施难以形成有效配合，部分区域供给不足，土地和电力资源紧张地区还可能出现重复配置，影响整体效率。

二是运行管理协作不足，跨模式调度能力较弱。现有管理多围绕单一平台、站点或企业展开，站点服务能力和负荷信息共享不充分，区域统一调度难以形成。局部拥堵或集中补能需求出现时，车辆难以及时分流至周边站点，容易造成部分站点排队、部分设施闲置。充电站与换电站通常分别接入、独立运行，难以依据电网负荷变化统筹安排充电时序，限制了其参与削峰填谷、需求响应和新能源消纳的能力。

三是商业组织协同不足，市场主体参与动力有限。充电和换电在投资强度、资产结构和收入来源方面差异较大，企业开展信息共享、用户引导和站点共建时，新增成本、风险承担和收益归属难以明确。协同运行带来的设施利用率提升、配电网投资节约和用户体验改善等效益具有一定外部性，难以全部转化为参与企业的直接收入。收益核算和成本分担机制不完善，使企业更倾向于维持各自的运营体系，长期协作缺少稳定基础。

四是政策治理支撑不足，协同规则仍需完善。充换电设施建设涉及规划、用地、电力接入、安全监管等多个环节，分部门管理容易造成规划、建设、运营和监管衔接不畅。现有政策评价仍较多关注设施数量，对使用效率、服务质量和协同成效关注不足。换电领域在电池规格、车辆适配、检测认证和安全管理等方面存在规则差异，运行监测与绩效评价机制也有待健全，难以形成稳定的制度支撑。

充换电协同发展的优化路径

推动充换电协同发展，应以场景需求为基础、以运行效率为导向，明确充电和换电在不同场景中的功能定位，推动补能体系由规模扩张转向布局优化、服务提升和高效运行。

一是完善分场景规划布局。加强规划衔接，补能设施布局应与国土空间、综合交通、配电网和新能源发展规划相衔接，统筹考虑车辆类型、交通流量、停车条件、土地资源和电网容量，减少单纯依据车桩比或行政区划安排建设。优化场景配置，居住区、办公区等停放时间较长的场景，应以慢充和常规充电为主；运营车辆集中区域，应结合车辆规模、运行线路和补能频次，合理配置换电站、快充站或充换一体站；高速公路服务区和城市热点区域，应根据峰值需求与日常利用水平，优化快充、大功率充电和换电设施组合。建立动态调整机制，对土地紧张、电网容量有限、交通流量集中的区域，应在建设前开展需求测算、容量评估和成本收益分析，明确设施功能定位和建设时序；新建居住区、商业综合体、交通枢纽和产业园区应预留建设空间与配电容量；利用率偏低的存量设施，应依据运行数据调整功率配置、服务对象和运营方式。

二是完善运行调度机制。应推动充电站、换电站和运营平台在必要范围内共享站点状态、排队时间、服务能力、价格和负荷水平等数据，为用户选择和系统调度提供基础。用户侧可通过预约、导航推荐和价格信号，引导不同车辆选择适宜的补能方式。私人车辆可更多依托居住区、单位和目的地充电；运营车辆可结合运行线路和补能频次，形成相对稳定的快充或换电服务网络；高速公路出行车辆可通过跨服务区信息发布和邻近站点引导，缓解高峰排队。电网侧应推动公共充电设施参与有序充电和需求响应，引导换电站优化电池充电时序，降低高峰时段的局部配电网压力。具备条件的综合补能站可探索光伏、储能、充电和换电协同运行，提高新能源就地利用水平。

三是健全商业合作机制。明确共建共享的重点场景，鼓励充电运营商、换电企业、整车企业、电池企业和电网企业，在交通枢纽、高速公路服务区、物流园区和重卡运输通道等区域开展合作，探索综合补能站、联合运营站和区域协同服务网络。建立协同收益核算与分配机制，将站点收入增长、设施利用率提升、配电网扩容成本节约和需求响应收益纳入核算，并以设备投入、电力接入、运营维护、客流贡献和调节贡献等作为分配依据，合理分担收益、成本和风险。优化资产运营方式，换电站等重资产项目应优先布局在车辆规模稳定、运营路线清晰、补能频次较高的场景，并通过车电分离、电池租赁和综合补能站运营等方式提高项目持续经营能力。

四是加强政策统筹和标准建设。政策支持应更加重视运行成效，将设施利用率、服务可靠性、用户等待时间、负荷调节能力和协同运行水平纳入评价体系，引导地方和企业由关注建设数量转向提高服务质量与系统效率。治理层面应建立跨部门统筹机制，协调用地保障、电力接入、停车资源、安全监管和运营评价等事项。对城市群、高速公路通道和跨区域物流场景，应推动标准互认、数据互通和服务协作。标准规则方面，应完善接口、计量结算、服务评价、信息共享和安全监管等规范，加快换电领域电池适配、检测认证、安全管理、梯次利用和车电分离等规则建设。数据治理方面，应依法保护用户隐私和企业商业秘密，建立必要的运行监测与数据共享机制，为规划调整、政策评估和协同治理提供依据。

（作者系厦门大学管理学院讲席教授，中国能源政策研究院院长）