05｜充电运营商如何参与电力市场

在公共充电场站运营中，充电服务费仍是运营商最主要的收入来源之一。

但充电场站既要承担设备采购和电力接入等前期投入，也要持续承担场地、设备折旧和运维等成本。经营成效很大程度上取决于场站选址、设备利用率和成本控制。随着充电设施持续增加，场站之间围绕价格、充电流量和服务能力的竞争也更加激烈。

截至2026年6月底，全国电动汽车充电基础设施总数达到2305.7万个，同比增长43.2%。[1]

随着充电网络加快完善，行业关注点也逐渐从设施数量扩张，延伸到设备利用率、运营质量和经营效益。[2]

对于不少运营商而言，单纯依靠扩大充电量和收取服务费，越来越难形成稳定的长期竞争力。与此同时，电力市场正在逐步向虚拟电厂、负荷聚合商等新型经营主体开放，分布式光伏、储能和可调负荷等资源也获得了更多参与市场的通道。[3][4][10]

在这一背景下，充电运营商能否将场站中的负荷、光伏、储能和车辆组织起来，形成可预测、可调度、可交易的能源资源？

充电运营商走向能源运营的双重驱动力

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一、充电运营商的基础优势

充电运营商进入能源领域，并不是从零开始跨界，而是对现有场站、设备、数据和负荷能力的进一步延伸。

1. 充电负荷本身就是可调资源

车辆充电在满足目标电量和离场时间的前提下，部分充电任务可以在一定范围内调整：

• • 什么时候开始充电；

• • 以多大功率充电；

• • 哪些车辆优先充电；

• • 场站总取电功率控制在什么范围。

因此，充电负荷既是场站的用电需求，也可能成为一种可调资源。

当然，这种调节并不是无限的。车辆离场时间、最低保障电量和用户体验，始终是负荷调度的基本边界。

2. 运营商具备设备级控制能力

充电运营商依托运营平台，可以掌握单台充电终端的运行状态、实时功率和任务进度，并将控制策略下发到具体设备。

这种设备级感知与控制能力，使运营商不仅拥有充电负荷，也具备在保障用户充电需求的前提下调节负荷的基础。

2025年发布的虚拟电厂指导意见要求运营主体具备资源监测、运行预测、指令分解和执行等能力。充电运营商已有的平台和远程控制体系，正是建立这些能力的基础。[3]

3. 长期运行数据可以转化为预测能力

运营平台持续积累车辆到站时间、充电电量、充电时长、功率曲线和场站负荷数据。

这些数据经过治理和建模后，可以进一步预测：

• • 未来充电负荷；

• • 场站高峰出现时间；

• • 可以增加或降低多少功率；

• • 调节能够持续多长时间；

• • 调节是否会影响车辆按时离场。

因此，数据本身并不是能源资产。只有将数据转化为负荷预测、能力评估和调度策略，才会形成真正的能源运营能力。

4. 多场站具备资源聚合基础

单座场站的车辆接入情况不断变化，可调能力往往不够稳定。

多场站运营商可以利用不同区域、车辆类型和充电时段之间的差异，将分散的小规模负荷组织成相对稳定的资源池。

这正是虚拟电厂的核心作用：将分散的可调负荷、分布式电源和储能聚合起来，形成可以统一预测、统一控制并统一参与市场的整体资源。[3]

5. 场站可以继续接入光伏、储能和V2G

在充电负荷之外，场站还可以接入更多能源资源：

• • 分布式光伏：提供本地绿色电力；

• • 固定储能：提供相对稳定的充放电能力；

• • V2G车辆：在条件具备时提供移动储能能力。

2025年新能源消纳和调控指导意见明确提出，发挥虚拟电厂聚合负荷侧调节资源的作用，并拓展车网互动规模化应用。[10]

充电运营商的优势，不只是拥有充电桩，而是同时具备负荷入口、设备控制、运行数据和多场站聚合基础。

这些优势主要适用于具备一定场站规模、平台控制能力和数据基础的运营商，并不是所有充电企业天然具备。

充电运营商的能源资源与自身优势

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二、充电运营商的价值路径

上述资源和能力不会自动转化为经营收益。对充电运营商而言，更现实的价值实现路径是：

先优化场站自身用能，再形成稳定、可验证的调节能力，最后通过资源聚合参与电力市场。

1. 先降低场站自身的能源成本

场站投运后，可以通过分时用能优化、动态功率分配、光伏优先消纳和储能削峰填谷，提高现有供电容量的利用率，优化购电成本并延缓扩容。

国家政策明确，到2030年前，对实行两部制电价的集中式充换电设施用电免收需量（容量）电费。具体认定、报装和计量要求，以当地执行规则为准。[6]

因此，对符合减免条件的场站，负荷控制的收益不再体现为基本电费下降；对共用受电设施或不适用减免政策的场站，最大需量控制仍可能影响基本电费。

先把场站自身的负荷看清、调好，才有条件把调节能力对外交易。

2. 优化市场化购电和绿色用能

充电运营商可以根据当地市场规则，以电力用户身份参与交易，也可以通过售电公司、虚拟电厂或负荷聚合商购买电能。

能源采购不能只比较某一个时段的电价，还要综合考虑：

• • 未来充电负荷；

• • 中长期购电计划；

• • 分时和现货价格；

• • 光伏发电预测；

• • 储能充放电安排；

• • 计划电量与实际用电之间的偏差。

2026年实施的《电力中长期市场基本规则》明确，电力用户和新型经营主体可以参与中长期市场，分散资源也可以通过虚拟电厂、负荷聚合商等主体参与交易。[4]

具备条件的运营商，还可以通过绿电交易、本地光伏消纳等方式提升绿色用能比例，并将绿电采购与场站负荷、储能调度协同安排。

因此，市场化购电的核心，是根据实际充电负荷合理安排购电时段和电量，优化综合购电成本，同时控制计划偏差和价格波动风险。

3. 参与需求响应和虚拟电厂

当电力系统需要削峰、填谷或者促进新能源消纳时，充电运营商可以在不影响基础充电服务的前提下：

• • 延后部分非紧急充电；

• • 临时降低场站总功率；

• • 调整车辆充电顺序；

• • 调用固定储能；

• • 协调多座场站负荷；

• • 在条件具备时调用V2G车辆。

单座场站的能力有限，虚拟电厂可以将多座场站、光伏、储能和车辆资源聚合起来，统一完成能力评估、市场申报、指令分解、执行控制和收益结算。

2025年虚拟电厂指导意见明确，符合注册和相应市场准入要求的虚拟电厂，可以按独立主体参与需求响应、中长期市场、现货市场和辅助服务市场；开展电力中长期和现货市场购售电业务时，还需要具备售电公司资质。[3]

具体准入标准、交易品种和收益方式，仍然取决于各地市场规则。

光伏、储能、充电负荷和车辆提供物理资源，虚拟电厂负责组织资源并连接市场。

4. 逐步拓展辅助服务和V2G

2025年发布的《电力辅助服务市场基本规则》，为各类新型经营主体参与调频、备用、爬坡等辅助服务建立了统一制度框架。[8]

但这类业务对响应速度、控制精度、通信和计量能力要求更高，并不是所有充电场站都能直接参与。

V2G也仍处于规模化试点和商业模式验证阶段。2025年公布的首批车网互动规模化应用试点覆盖9个城市和30个项目，并提出完善电网接入、电费计量、调度运行和市场交易规则。[7]

V2G真正形成稳定收益，还需要解决车辆和设备支持、用户授权、出行保障、电池衰减、收益分配和市场准入等问题。

对大多数充电运营商而言，有序充电和固定储能是当前更现实的资源，V2G则是值得提前布局的增量能力。

充电运营商的能源运营价值路径

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三、充电运营商的能力体系

政策打开了参与通道，场站提供了物理资源，但真正决定能否形成价值的，仍然是运营能力。

1. 看得清：资源状态与运行数据

平台需要统一掌握充电终端、车辆任务、场站负荷、光伏功率、储能状态和V2G授权信息。

数据不仅要能够展示，还要准确、连续并且可以追溯。

2. 算得准：负荷预测与能力评估

平台不仅要预测未来的充电负荷，还要在保障车辆充电需求的前提下，评估：

• • 可以调节多少功率；

• • 调节能够持续多长时间；

• • 哪些场站和设备可以参与；

• • 实际可申报的能力有多少。

市场需要的是明确的调节功率、持续时间和执行边界，而不是理论上的设备容量。

3. 调得动：光储充放协同控制

预测和策略最终必须转化为设备能够执行的指令，包括：

• • 场站总功率控制；

• • 单车充电功率分配；

• • 车辆充电优先级；

• • 光伏本地消纳；

• • 储能充放电；

• • V2G调用边界。

2025年虚拟电厂指导意见明确要求运营主体建立技术支持系统，具备监测、预测、指令分解和执行等功能。[3]

4. 聚得起：多场站资源组织

资源聚合不是简单地把设备数量相加。

运营商需要持续计算不同场站的位置、实时状态、可调功率和持续时间，再将不断变化的单站资源组织成相对稳定的整体能力。

5. 算得清：交易、计量与结算

能源运营最终必须形成完整闭环：

• • 资源申报；

• • 市场交易；

• • 调度指令接收；

• • 控制策略执行；

• • 实际响应量计量；

• • 偏差和考核计算；

• • 市场收益结算；

• • 场站、车主和聚合商之间的收益分配。

2025年发布的《电力市场计量结算基本规则》明确，参与市场的虚拟电厂、新型储能等新型经营主体，需要满足相应的计量和结算要求。电力交易机构和电网企业以市场经营主体为单元开展结算，底层资源之间的收益分配则由聚合协议和运营机制进一步明确。[9]

预测决定能够承诺多少，控制决定能否完成，计量决定最终能否获得收益。

6. 守得住：用户体验、安全和经营风险

能源调度不能以牺牲车辆正常充电为代价。平台还需要设置：

• • 最低保障电量；

• • 最晚离场时间；

• • 控制优先级；

• • 用户授权边界；

• • 储能安全边界；

• • 市场偏差风险；

• • 异常情况下的退出机制。

可以将这些能力概括为：看得清、算得准、调得动、聚得起、算得清、守得住。

充电运营商能源运营闭环

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结语

充电运营商走向能源运营，并不是放弃充电服务，也不是简单增加一个电力交易模块。

真正的变化，是运营对象发生了扩展：

• • 从管理充电设备，转向管理能源资源；

• • 从统计充电量，转向预测和调节负荷；

• • 从被动接受电价，转向优化能源采购和使用；

• • 从单站运营，转向多场站资源聚合；

• • 从以充电服务费为主，转向探索更多能源运营价值。

服务费仍然是充电运营商的基础收入，能源运营则为场站降本和业务增收提供了新的可能。

但政策打开的是参与通道，而不是收益承诺。能否真正形成稳定价值，取决于运营商是否能够把分散的负荷、光伏、储能和车辆，转化为可预测、可控制、可聚合、可考核和可结算的能源资源。

充电运营商走向能源运营的本质，是重新组织场站、设备、数据和车辆背后的能源价值。

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参考资料

1. 1. 国家能源局：《2026年上半年全国电动汽车充电设施快速发展，同比增长43.2%》https://prpq.nea.gov.cn/jnyw/14269.html

2. 2. 中国电动汽车充电基础设施促进联盟：《十年奋进·智启未来！2025充换电行业高质量发展研讨会在合肥成功召开》https://www.evcipa.org.cn/newsinfo/10765967.html

3. 3. 国家发展改革委、国家能源局：《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号）https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/tz/202504/t20250411_1397162.html

4. 4. 国家发展改革委、国家能源局：《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号）https://zfxxgk.ndrc.gov.cn/web/iteminfo.jsp?id=20581

5. 5. 国家发展改革委：《关于第四监管周期省级电网输配电价、区域电网输电价格及有关事项的通知》（发改价格〔2026〕1077号）https://zfxxgk.ndrc.gov.cn/web/iteminfo.jsp?id=20643

6. 6. 国家发展改革委、国家能源局：《关于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》（发改综合〔2023〕545号）https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/tz/202305/t20230517_1355814.html

7. 7. 国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司、工业和信息化部办公厅、市场监管总局办公厅：《关于公布首批车网互动规模化应用试点的通知》（发改办能源〔2025〕241号）https://zfxxgk.ndrc.gov.cn/wap/iteminfo.jsp?id=20494

8. 8. 国家发展改革委、国家能源局：《电力辅助服务市场基本规则》（发改能源规〔2025〕411号）https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/ghxwj/202504/t20250429_1397483.html

9. 9. 国家发展改革委、国家能源局：《电力市场计量结算基本规则》（发改能源规〔2025〕976号）https://zfxxgk.ndrc.gov.cn/web/iteminfo.jsp?id=20533

10. 10. 国家发展改革委、国家能源局：《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源〔2025〕1360号）https://zfxxgk.ndrc.gov.cn/web/iteminfo.jsp?id=20561