新能源汽车下乡背景下光储充荷协同关键问题研究
黄碧斌、闫湖国网能源院新能源研究所
一、农村将成为新能源汽车消费重要增长极，一方面电网重要性愈发凸显，一方面也给农村电网建设运行提出更高要求
新能源汽车消费呈现从大城市向中小城市快速延伸态势。根据中国汽车工业协会数据，2022年我国三线及以下城市新能源汽车销量占比最高（见图1），达32.5%，较2015年上升23.1个百分点。根据开源证券数据，当前国内一线城市新能源汽车渗透率1已超50%，大部分三、四线城市仍不足10%。
图1 新能源汽车销量占比变化（2015—2022年）
随着国家政策大力推动，制约新能源汽车下乡的问题将逐步解决，农村将成为新能源汽车消费重要增长极。由于针对农村的电动乘用车、电动小型货车等产品体系尚不完善，叠加充电难等因素，目前农村新能源汽车消费意愿不高，渗透率还相对较低。5月5日国务院常务会议审议通过了加快推进充电基础设施建设、更好支持新能源汽车下乡和乡村振兴的实施意见（以下简称《意见》），6月2日国务院常务会议再次强调构建高质量充电基础设施体系。随着农村人均收入提升、乡村旅游发展，在农村充电基础设施加快建设利好政策驱动下，预计农村新能源汽车将快速增长，2025年有望超过1000万辆。
综合研判，新能源汽车下乡可为农村电网提供潜在的光伏消纳空间和可调节资源，但也对农村电网建设运行提出了更高要求。
一是与“三平衡”“三用电”的基本要求一致。新能源汽车充电具有“时间有弹性、行为可引导、规律可预测”的特点，负荷调节潜力较大。在政府有效政策强力引导下，新能源汽车下乡后可参与需求响应和有序用电、促进农村新能源就地消纳，是在农村开展“三用电”“三平衡”的典型实践。
二是愈加凸显电网的重要性，可在服务乡村振兴和推动农村生产生活方式绿色低碳转型中发挥更大作用。充电基础设施既是电网的售电终端，也是电网的供电延伸，其广泛布局离不开电网支持。电网还是支撑农村新能源汽车参与电力系统调节的重要平台，有力支撑农村绿色出行。
三是对农村电网支撑保障能力、车桩网协调互动水平提出更高要求。目前农村低压电网典型设计的户均容量为4千伏安，低于电动汽车充电桩7千瓦的充电功率需求。若按照“一户一桩”进行充电基础设施建设，农网低压户均容量、进户线线径不足等问题将直接凸显。《意见》提出“推广智能有序充电等新模式”，要求农村电网具备柔性互动能力。农村电网的升级改造既要提升户均容量，还要提升可观可测可控可调能力。
二、基于实地调研中典型案例的定量测算，需从综合供电成本的角度，统筹优化充电基础设施、光伏、储能与电网的规划和运行
新能源汽车下乡要求加快农村充电基础设施建设，将带来电网改造成本，但也具备促进光伏消纳、降低限电损失、减少电网线损等潜力，有必要考虑综合供电成本，对典型案例开展多场景定量测算，以此优化规划建设和运行策略。
选择光伏渗透率较高的河北保定某典型农村配电网，设置电网改造、充电基础设施集中/分散布局、新能源汽车有序充电、配置储能等场景，利用能源院自主开发的配电系统分析和优化软件（DSAP），分析新能源汽车下乡带来的影响以及与光伏、储能协同的可行性。定量测算结果详见附表，规律性结论如下。
（一）大规模无序分散建设充电基础设施易引发低电压、设备过载等风险，还导致大量电网改造，大幅增加局部地区供电成本
经测算，在户均配变容量低于3千伏安的农村地区，桩户比达到0.5～0.7后将面临大面积配变重载问题，桩户比达到0.7后将面临大面积线路重载问题，桩户比达到1的极端情况下配变最大负载率平均值超过100%。典型案例中，以户均配电容量1.6千伏安、桩户比0.5测算，电网改造成本增长近30%，折合台区内用户度电成本增加0.053元/千瓦时。
（二）充分考虑农网基础条件和各地实际情况，通过优化农村充电基础设施布局，集中与分散相结合，乡村与乡镇道路相结合，可有效兼顾设施投资运维成本和资产利用率，以较少的投入最大限度满足充电需求
充电基础设施分散布局可就近满足充电需求，投资建设成本低，但较集中式布局存在设施利用率低、管理维护成本高、有序充电引导难等问题。典型案例测算显示，相比单一集中式布局场景，“集中+分散”组合布局场景下台区内度电成本下降0.006元/千瓦时。因此，农村充电基础设施布局应充分考虑地区人口密度、负荷增长、电网容量裕度、道路建设等情况，合理优化集中式与分散式布局配比，尤其是在充电需求密度高的社区、农贸区、车站等开展集中式充电基础设施建设。
（三）新能源汽车下乡带来的充电负荷特性与光伏发电出力特性匹配度差，仅一定程度利于光伏消纳，整体效果并不明显
一是发电和充电时间不匹配。农村乘用车出行需求主要集中于城乡通勤、走亲访友、个体经营等，以白天使用、夜间充电为主；货运车辆、农机具均以商用为主，使用刚性较强，也以白天使用、夜间充电为主。以居住区为例，新能源汽车停驶时间常在17点到次日7点，充电时间常在17点到21点，与光伏发电时间主要在午间前后不匹配。典型案例中，电动车充电时段光伏发电量仅占全天发电量的约2%。
二是发电和充电量不匹配。当前，分布式光伏已背离“自发自用为主”初衷，基本采用全额上网模式，管发不管用，依赖电网集中消纳，导致户均装机逐年增大。按照目前居民光伏户均装机约20千瓦、年利用小时数1000小时计算，全年发电量20000千瓦时。在农村出行场景下，按照日均行驶里程5～15公里计算，新能源汽车用电量不超过2000千瓦时/年，不足光伏年度发电量的1/10。
（四）在车网互动尚未商业化推广的过渡期，以“用”为重点，通过有序充电“软机制”，可有效降低电网改造成本和线损，提升光伏消纳水平，降低综合供电成本，为此需政府加快出台考虑农村生产生活规律的分时电价机制
目前我国车网互动（V2G）尚处技术验证和局部小规模试点阶段，国网公司已累计建成V2G桩1213台，仅占现有充电桩总量的0.025%。不过，有序充电当前已具备推广条件，可利用分时电价等手段，引导新能源汽车在净负荷4低谷时段充电、高峰时段放电，有效削峰填谷，促进光伏就地消纳和电力供需就地就近平衡，降低综合供电成本。典型案例测算显示，“光伏+集中充电+分散充电”场景下，相较未实施有序充电情况，有序充电策略可使光伏限电率下降0.5个百分点，台区内度电成本下降0.004元/千瓦时。
但要注意，考虑农村生产生活规律对充电特性的约束，如何设计有序充电引导机制仍是关键。例如，农村出行时间相对城市上班族较为分散，新能源汽车充电时间更为弹性。
（五）在车网互动尚未商业化推广的过渡期，以“储”为重点，通过配置储能“硬装置”，可有效提升光伏和充电基础设施的协同程度，提高电网对光伏和新能源汽车的承载力，但目前储能成本仍较高，需因地制宜合理配置
对光伏发电出力特性与新能源汽车充电特性的不匹配问题，现阶段除采用有序充电“软机制”，还可考虑配置储能“硬装置”来提升协同程度。典型案例测算显示，在“10%储能+集中充电”场景下，光伏限电率较基准场景降低3.4个百分点，网损也有所下降，但因储能成本仍较高，台区内度电成本增加了0.006元/千瓦时。
预计中长期储能成本将持续下降，台区内光储充荷协同或成为典型场景，农村实现生产生活用电基本自足。
（六）为尽早实现车网互动的商业化推广，需要加快新能源汽车和充电桩技术和机制创新，以“网”为平台，充分发挥电动汽车的可调能力，促进源储充荷高效协同
当前，电网互动（V2G）大范围推广还有赖于在技术标准、建设成本、聚合方式、价格机制、消费习惯等方面持续创新，需要出台政策支持汽车和电池企业发展高循环、低衰减的电池，降低双向充电桩价格。综合行业预测，2030年，全国电动汽车规模将达1亿辆，若10%参与车网互动（V2G），按同时率0.2、单车充放电功率15千瓦、可使用30%-90%电池容量估算，可形成3000万千瓦/7800万千瓦时的储能资源。
一是加强农村充电基础设施与光伏发电、储能配置、电网的规划统筹，发挥协同效应。根据各地县乡公共充电网络规划，动态调整配电网规划，加强与光伏发电和储能建设的统筹。在新能源汽车下乡较快地区，加快开展农村配电网承载能力评估，引导充电基础设施和光伏发电合理布局，在车站、景区、乡村物流基地、居住聚集区建设集中式公共充电基础设施。
二是加快推广农村新能源汽车有序充电，积极开展台区内光储充荷协同试点示范。充分考虑农村生产生活规律特点及各地实际情况，研究设计农村有序充电引导机制，推动地方政府落实分时电价政策、拉大峰谷价差，积极引导新能源汽车有序充电。在光伏渗透率较高、新能源汽车密集的地区，试点开展台区内“光伏+储能+充电基础设施”协同控制、车网互动等技术应用。
三是因地制宜增强农村电网对各类充电基础设施的支撑能力。对于集中式充电基础设施，按照“需求响应优先、有序引导保底”的原则，积极引导参与系统调节；按照调节潜力适度超前的原则，强化中高压配电网网架。对于分散式充电基础设施，经济发达乡镇的中心区域可参考城镇要求，新建小区随房地产开发建设即开展配套电网建设；老旧小区因地制宜有序实施改造工程；广大农村地区按需、及时开展中低压线路改造、配变布点加密等工作。
附表 河北保定典型案例下综合供电成本测算结果
