21世纪经济报道记者费心懿

随着中国新能源汽车规模持续扩张，充换电服务业已成为第三产业用电量增长的主力军。

国家能源局数据显示，2026年上半年，中国充换电服务业用电量突破810亿千瓦时，同比增长56.9%。今年7月，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《可再生能源发展“十五五”规划》提出，要推动新能源汽车“绿车充绿电”。这意味着，充电基础设施不再只是新能源汽车的补能工具，也正在成为连接交通减排与电力系统绿色转型的重要纽带。

近日，由清华四川能源互联网研究院等单位联合发布的《充电基础设施绿色电力消费：现状与建议》指出，当前中国充电基础设施绿电消费已具备初步的政策支撑与实践样本，但整体仍处于示范探索阶段。根据场站条件、负荷规模和交易能力，行业已形成绿证交易、绿电交易、光储充一体化，以及虚拟电厂、需求响应和车网互动等四类主要路径。

其中，绿电交易能够将电能量与绿色环境权益相结合，但通常要求场站具有独立户号，并具备参与电力市场的条件；绿证交易采购便利、覆盖范围广，单度电对应的成本通常较低，适合大量分散式场站，但在时间匹配、精细溯源和用户权益传递方面仍有不足；光储充一体化能够利用场站周边的分布式光伏，并通过储能调节发用电时差，但高度依赖空间和资源条件；虚拟电厂、需求响应和车网互动则更侧重释放充电负荷的灵活调节价值，本身并不直接产生绿电环境属性。

不同路径各有适用场景，也折射出充换电行业与钢铁、数据中心等集中用能行业的显著差异。公共充电场站数量多、分布广，运营主体和用电性质复杂，既有大型市场化用户，也有一般工商业用户，还有位于商业综合体、写字楼、园区或物业表后的小微负荷。这种高度分散的结构决定了行业很难依靠单一市场主体或单一路径完成绿色转型。

此外，绿电交易、结算和消费核算通常以电力户号为基础，但不少充电运营商并非独立电力户号主体，无法以站点名义直接采购绿电。对于此类场站，购买证电分离的绿证往往成为完成绿色权益覆盖的现实选择。与此同时，城市核心区的大量场站位于地下停车场，既缺少屋顶和空地，也难以部署足量光伏，更难达到绿电直连所要求的负荷规模。

成本则是企业决策中绕不开的因素。清华四川能源互联网研究院电力市场与碳市场研究所副所长蔡元纪表示，充换电服务业海量、分散、灵活的负荷特征，决定了行业需要发展多元、多层次的绿电消费路径，也需要更加精细的政策支持。调研显示，绿证对应的单度电成本相对有限，但部分地区绿电交易仍存在较明显溢价。充电行业竞争激烈、利润空间有限，运营商新增的绿电采购成本又很难向终端用户传导。如果相关投入既不能降低经营成本，也不能转化为补贴、品牌价值或用户流量，企业持续采购绿电的动力便难以稳定。

绿电供给与充电负荷的时间错配，也是规模化应用的一道难题。公共场站的充电高峰往往集中在夜间，而光伏出力主要集中在白天。按照更精细的小时级交易和核算规则，发电曲线与用电曲线无法匹配，就会限制绿电交易比例。储能能够在一定程度上削峰填谷，但又会增加建设和运营成本。对于新能源资源有限、主要依赖外来绿电的超大城市，跨区域输电通道和绿电供应稳定性也会影响采购规模与价格。

绿色权益如何传递到车主，同样存在“最后一公里”问题。绿电或绿证通常由运营商统一采购，交易机构可以向市场主体出具消费证明，却难以进一步确认每一名车主、每一次充电所对应的绿色电量。运营商若自行拆分和分配绿色权益，又涉及核算标准、重复计算和合规边界。结果是企业付出了采购成本，消费者却未必能够看见、理解和感知。

解决这些问题，首先需要建立统一、清晰的绿电消费核算、认证和披露规则，明确不同采购方式的环境属性、有效期限和溯源要求。在此基础上，应针对独立户号场站、物业表后场站、光储充场站和具备调节能力的规模化场站，设置差异化目标，避免以单一标准覆盖所有充电设施。

其次，可完善代理交易和聚合参与机制，降低中小运营商进入电力市场的门槛，并通过小时级绿电交易、动态分时电价等工具，把新能源出力高峰时段的价格信号传递给场站和车主，引导充电负荷向绿电充裕时段转移。场站运营也需要从单一的充电服务，逐步走向“充电运营+负荷管理”，通过储能、需求响应和虚拟电厂等方式拓展收益来源。

政策激励同样不可缺位。目前，上海将绿电消费纳入充电场站星级评价，并与运营补贴挂钩，能够在一定程度上覆盖企业采购绿电的额外成本。未来可在更大范围内探索将绿电比例与场站评级、财政补贴、碳普惠和绿色金融相衔接，使企业的绿色投入获得可计算、可兑现的回报。

不过，从长期看，“绿车充绿电”并非简单地给充电桩贴上绿色标签，而是要重新连接绿电生产、电力交易、场站运营和车主消费。当计量、交易、价格、认证和激励机制逐步打通，新能源汽车才能从使用端的“油换电”，进一步走向全生命周期的低碳化，充电负荷也有望从电网新增压力转变为促进新能源消纳的灵活资源。