分时电价不够用？BGE等电力公司扩大主动式充电管理以应对激增的电动汽车负荷

交通电气化若得不到有效管理，可能成为电力系统最具颠覆性的新增电力需求——这一判断已获得分析人士与电力公司高管的广泛认同。

美国国家可再生能源实验室（NREL）2023年的一项研究显示，电动汽车车主尽管面临较长的充电时间，仍倾向于选择成本更低、更为便捷的家充方式。然而，为跟上电动汽车充电及其他客户需求的增长步伐，NREL在2024年的一份研究中发现，截至2021年，全美电力公司在配电系统上的年度投资已超过600亿美元。

太平洋燃气与电力公司（PG&E）首席执行官Patti Poppe在9月举行的RE+ 2024清洁能源会议上承认，这笔投资对于“优化、可视化并控制”新的配电系统资源十分必要。但她同时强调，新增电力销售带来的收入将“抵消基础设施投资”，并“使所有客户的电费账单降低2%至3%”。

根据智能电力联盟（SEPA）刚刚发布的一份报告，采用主动式充电管理而非分时电价来将充电转移至电价最低时段，每年每辆车还可额外节省约300美元。

“越来越清楚的是，分时电价已经不够用了”，该报告合著者、SEPA研究与行业高级分析师Brittany Blair表示，“它们正在制造二次高峰，进而引发配电系统拥堵。”她补充道，电力公司及第三方机构实施的“主动式充电管理”“将是释放电动汽车全部潜力并减少配电系统影响所必需的”。

试点项目已证明主动式充电管理行之有效，马里兰州及其他州的电力公司正着手将相关项目推向规模化。但关键问题依然存在：州监管机构和利益相关方是否会认可配电系统现代化投资的价值主张？以及如何让客户愿意将充电控制权交给电力公司或第三方机构？

“回弹峰值”难题

根据投资者所有的电力公司行业协会爱迪生电力研究所（EEI）2024年10月发布的一份报告，到2035年美国道路上的电动汽车数量可能达到7850万辆，而2023年这一数字仅为450万辆。

尽管分时电价能将住宅和商业用电从高峰需求时段转移开，但电力研究院（EPRI）刚刚发布的一份报告认为，分时电价在管理电动汽车充电方面效果有限。研究证实，充电行为往往在优惠电价开始后立即启动，从而引发所谓的二次高峰或“回弹峰值”。

南加州爱迪生公司（SCE）清洁能源与需求响应总监Chanel Parson表示，分时电价“肯定有帮助”，因为它限制了“主高峰”时段的系统负担。但她承认，高峰时段结束后随即会出现一个二次高峰。

Parson指出，如果允许电力公司“编排灵活负荷以防止局部配电系统拥堵”，这个二次高峰就可以被管理得“逐步出现”。她补充说，如果“有激励措施鼓励客户参与，无论是来自电力公司还是第三方聚合商”，电力公司主动管理的充电就可以将充电行为分散到分时电价的低谷时段。

咨询公司Dynamic Grid创始人兼首席产品官Kay Aikin表示，一种“将配电系统投资与电动汽车增长分阶段匹配”的方法，可能是利用新的加速计算能力，将电力市场价格信息传递到本地变电站。她补充说，这种“变电站智能”虽然尚未经过广泛测试，但可以通过“预设车主参数的充电价格信号”来管理充电，从而“消除电力公司的直接控制”。

另一种方法是智能配电盘——一种能源管理系统，当电动汽车充电可能超过家庭额定服务容量时，它会自动切断充电，SPAN住宅建筑商服务总监Stephen Kane介绍道。

但他承认，如果一个社区内有多户家庭同时为电动汽车充电，馈线或变压器层面的总负荷仍可能成为问题。“电力公司必须对系统层面的负荷负责，”Kane说。

如今，许多利益相关方已经意识到，经过验证的解决方案是由电力公司或第三方对充电进行主动管理。

主动式充电管理方案

分析人士和电力公司高管一致认为，在美国道路上的电动汽车数量已超过300万辆的情况下，需要在基础设施升级成本开始攀升之前，将充电管理试点项目推向规模化。

SEPA的Blair表示，正如SEPA报告所记载的那样，“电力公司已经开展了足够多的主动式充电管理试点，足以理解其价值和有效性”。

SEPA电气化高级总监、报告合著者Garrett Fitzgerald指出，电力公司并不需要对电动汽车充电拥有完全控制权。他说，许多电力公司开始意识到，在配电系统层面拥有分布式能源管理系统（DERMS）的第三方聚合商，可以有效执行来自电力公司控制室的信号。

根据SEPA报告，亚利桑那州盐河项目（Salt River Project）2021年的一项研究、太平洋燃气与电力公司在加利福尼亚州的ChargeForward项目，以及国家电网公司在纽约州的Charge Smart计划，都是此类电力公司取得进展的例证。

“我们正在量化并设计客户补偿的绝大部分价值，都来自全系统峰值能源成本的降低，”Fitzgerald说。但“每个客户的价值各不相同，充电管理可以优化，聚焦于那些需要调整充电行为的客户，而不是调整所有客户。”

EEI电动交通高级总监Kellen Schefter赞同道，电力公司认识到，通过主动管理来最小化电动汽车充电成本并最大化其收益，可以对所有客户的电价形成下行压力并提升系统可靠性。

Schefter继续指出，Synapse能源经济公司2024年1月的一项研究显示，“收入已超过充电管理项目的成本”，并为“项目设计的艺术”提供了指导。“一个能改变单个客户行为的项目设计，可能还需要配合分时电价、注册时的一次性账单抵扣，或持续按月或按年发放的参与激励，”他说。

Schefter表示，电动汽车倡导联盟ChargeScape发现，杜克能源卡罗莱纳公司的EV Complete家庭充电计划与Xcel能源科罗拉多州Charging Perks试点项目采用了截然不同的激励方式，但都获得了良好的参与度。

“可能需要提供满足不同客户需求、提供不同选项的解决方案，”Schefter补充道。但“项目现在可以经济高效地规模化”，巴尔的摩天然气与电力公司（BGE）正在证明这一点——其刚获批的计划将服务多达3万名电动汽车车主。

BGE项目树立了新标杆

BGE经理（战略项目）Stephanie Leach在9月10日面向RE+参会者的演讲中介绍，BGE基于分时电价的被动式充电试点，催生了其与第三方聚合商WeaveGrid合作的主动式EV智能充电管理（SCM）项目。

“电动汽车充电负荷现在几乎是每家大型电力公司的主要担忧，因为即使在电动汽车普及率不高的地区，一些高普及率的社区也可能超出当地系统容量，”Leach继续说道。她补充说，WeaveGrid利用BGE的电价和系统需求信息，根据电动汽车车主预设的偏好，在电网边缘优化充电。

“我们仍在通过建模对比有无充电管理情况下配电系统升级的成本，来推进效益成本分析，”Leach补充道。

分析人士普遍认为，服务当前及未来电动汽车充电需求的成本可能会很高。但利益相关方也承认，为支持主动式充电管理而建设配电系统同样需要巨额投入。

管理充电管理项目

电网现代化监管程序和费率案例已显示出，实施和部署充电管理项目及技术所带来的成本，可能对电价形成上行压力。

Parson表示，SCE“正在开发一个大规模的充电管理项目，将包含分时电价、一次性现金激励以及其他用于覆盖设备成本的激励措施”。她补充说，为满足加州2045年净零排放目标，预计超过80%的电力需求增长将需要电力公司部署DERMS、全系统硬件和软件以及电网边缘技术。

为避免将成本转嫁给非电动汽车车主，Parson表示SCE正在考虑“拨款资助和行业合作伙伴关系”。

WeaveGrid市场开发副总裁Mathias Bell表示，BGE的SCM试点将扩大至2027年招募3万名电动汽车车主，但这将推迟或最小化用于处理电动汽车充电负荷的配电系统资本投资。Bell称，WeaveGrid的电动汽车管理系统和面向客户的DERMS减少了电力公司在电网边缘的投资需求。

“试点项目在马里兰州辖区特定测试要求下，证明了1.58的成本效益比，显示收益大于项目成本，”Bell说。他还补充道，“通过SCM管理的充电负荷中，有92%符合BGE和WeaveGrid设定的充电计划。”

Bell表示，WeaveGrid还在与俄勒冈州的波特兰通用电气、加利福尼亚州的太平洋燃气与电力、科罗拉多州的Xcel能源、底特律的DTE，以及南方公司的佐治亚电力与阿拉巴马电力子公司合作开展主动式电动汽车充电管理。

电网边缘DERMS提供商EnergyHub的客户解决方案高级副总裁Erika Diamond赞同道，主动式充电管理已具备规模化条件。

“管理充电存在复杂性”，因为电力公司控制室既期望“有效的负荷转移”，又期望“客户满意度”，Diamond说。但一个完整的电力公司控制室DERMS需要时间设计和实施，而“电网边缘DERMS最快可在数周内部署”，这正是电力公司与聚合商合作日益增多的原因，她补充道。

施耐德电气数字电网产品营销经理Monika Jovic在7月的一次网络研讨会上证实，将DERMS集成到电力公司控制室可能需要六到九个月的时间。Jovic表示，由第三方聚合商部署和管理的电网边缘DERMS，可以管理电动汽车充电等灵活的分布式资源，以“替代传统资源”。

Diamond表示，EnergyHub“拥有涉及超过10万台设备的项目”，并且“正在与电力公司的规划、运营和需求侧管理团队合作”。其电网边缘DERMS将电力公司控制室信息与其在配电系统层面的态势感知相结合，“以平衡供需，匹配负荷曲线”，她补充道。

“大多数电力公司和聚合商尚未量化充电管理在削峰之外所能提供的能源、容量和辅助服务价值的全部范围，”Diamond继续说道。确定这一完整价值可能“需要分布式资源的价值范式发生演变”，她说。