大功率充电是否适合中国？

影响电动汽车发展的两大主要因素是里程焦虑和充电焦虑，随着动力电池技术地不断突破，电动汽车续航里程逐渐提高。乘用车方面由最初的150km，已经提升到了400km，基本上已经解决了电动汽车的里程焦虑 。与此同时，充电反而变成了一个核心的技术问题，甚至成为中外新一轮技术竞争的焦点问题。宝马、戴姆勒、福特、奥迪以及保时捷5家车企共同宣布，将会打造一个350kW的快速充电网络，随后特斯拉也加入到大功率快充的阵营中，其新一代的Supercharger充电功率甚至要高过350kW。

如何认识这一新的变化？中国电动汽车百人会邀请有关专家进行了研讨，现将讨论中的一些观点进行归纳，以作为进一步研讨的基础。

一、什么是大功率充电

1、大功率充电的概念

目前，业界还没有对大功率充电进行明确的定义。我们姑且将电动汽车搭载的电量设定为100kWh（按照每百公里20kWh耗电量计算），且充电倍率＞2C（即半小时充满电）为前提条件，充电10-20分钟（与传统燃油车的加油时间保持一致），可以行驶＞100km的充电功率定义为大功率充电。

2、大功率充电的应用场景

首先，乘用车采用大功率充电，充电时间与燃油车的加油时间大体一致，这样就不会长期占用车位，也不会改变用户的用车习惯，能够缓解北上广深等城市停车位资源紧张的现状。其次，商用车方面，充电时间将会直接影响到运营收益，因此，出租车、共享汽车（分时租赁等）等，对于大功率充电是有迫切需求的。

简单来说，大功率充电可以降低电动汽车的补电时间，提高出行效率。

二、大功率充电的优势

1、与燃油车的加油体验基本一致

目前，我国电动乘用车用的直流快充桩充电功率为40-60kW，实际充电时间普遍大于1小时，即便是特斯拉的超级充电站也需要30分钟，而加油则只需要10-20分钟，从能源补给的便利性来讲还不能与燃油车相比。而大功率充电（假设350kW）几乎可以实现与加油相同的用户体验，有助于打消客户的充电顾虑，增加购买信心。

2、提高了充电基础设施运营商的盈利能力

服务能力方面，比如40kW的充电桩一天的服务能力是10辆车，而350kW的直流大功率快充桩，一天就能服务80辆车。盈利能力方面，比如某国产纯电动乘用车的装载电量为30kWh，充电倍率为3C，以北京服务费0.8元/kWh为例，40kW的充电桩1小时所赚取的充电服务费为30×0.8元×3（20分钟充满，一小时可以充3辆车）=72元，而将来的电动汽车搭载的电量为100kWh，充电倍率为4C（未来可能达到6C），350kW的充电桩1小时所能赚取的充电服务费为100×0.8元×4（15分钟充满，一小时可以充4辆车）=320元。因此，当前普遍亏损的充电基础设施运营商对于大功率充电是迫切需要的。

3、有助于提高电动汽车的市场份额

如果350kW大功率充电变为现实，随着电池技术的不断突破，当电动汽车的续航里程达到500km左右时，电动汽车与燃油汽车从使用习惯上来讲已无多少区别。而且随着电动汽车生产成本的下降、碳交易、绿证制度的不断完善、V2G技术的应用，电动汽车的全生命周期成本优势会突显出来，届时电动汽车的市场份额势必会逐渐增加。

三、实现大功率充电的要求

1、对动力电池的要求

假设未来电动汽车的续航里程为500km，每100km消耗20kWh电量，整车需要配备电量为100kWh。从实际使用角度出发，充电分为两种情况：一是临时补电。不需要充满，只需要所充电量足够跑到指定充电地点即可（城市内续航里程大于100km）。此种情况下按照燃油车的使用习惯，即加油时间为10-20分钟，那么充电倍率为2C即可，充电功率为200kW，我国现有的标准是可以完全覆盖的。二是完全充满。同样按照汽油车的加油习惯10-20分钟为例，充电倍率需要至少3-6C之间，充电功率需要300-600kW之间，目前我国的充电标准无法覆盖如此大的充电功率，需要重新制定充电标准。

动力电池重量和比能量方面。我国目前三元电池的系统比能量大约在140Wh/kg左右，如果要搭载100kWh的电量，电池系统的重量估计在714kg，对于乘用车来讲是不可接受的。另外，在国内目前的动力电池比能量和主流纯电动乘用车的技术水平下，对于如何有效利用车内的空间来搭载100kWh的电量所面临的挑战还是比严峻的。

充电倍率方面。在我国现有的动力电池技术水平下，已经实现了乘用车用锂离子电池3C的充电倍率，4C也在推广验证阶段，在保持高比能量的前提下实现6C的充电倍率，至少在我国的乘用车用锂离子动力电池市场上还没有类似的产品。

电池热管理方面。由于锂离子电池的特性，低温下无法实现快充，而高温时快充会导致电池发热，因此，需要热管理系统来确保快充的可靠性。所谓热管理系统，就是在低温下为电池加热，加热到快充的窗口后再进行快充；高温下给电池降温，克服快充带来的发热问题，把热量带走，以确保电池在全气候下健康的快充。

2、对充电桩的要求

要实现大功率直流充电需要从电压和电流两个方面来提升，由此会对充电桩的设计提出新的要求。

电压方面，假设提升到1000V，GB/T18487.1-2015是能够覆盖的，但在元器件的耐压、绝缘等方面，需要重新设计。

电流方面，假设从250A提升到350A甚至500A，如果不采取冷却措施的话，电缆将会变粗许多，充电体验将更差。如果保证电缆规格不变的情况下，需要采取一些复杂的措施，比如添加特殊的冷却系统。德国在这方面进行了一些研究（如图1所示），当线缆采用冷却系统之后，不仅温度可以迅速的降到50℃以下，而且线缆的重量、粗细程度也有所下降。

温度方面。当采用大功率充电的时候，单位时间传输的能量会增加，而温升同样会增加很多，所以需要在整个电路设计上增加更多的温度检测以及饱和措施。以350kW充电，电效率为95%为例，发热功率为350kW×5%=17.5kW，如散热不畅，可能会造成大的安全事故。在温升方面，欧洲要求在充电过程中任何点的温度都不超120℃，而日本则更保守一点，如果在充电过程中的温度超过90℃的时候是可以延长一段时间再进行保护，但如果超过120℃的时候就需要立即保护。

兼容性方面。首先是充电接口，由于GB/T 20234.3-2015中规定额定电流最大为250A，因此，采用大功率充电的充电接口到底是采用全新的接口，还是要兼容原来的接口，需要进行论证。其次，已有的通讯协议是不是能支持400A以上的电流，同样需要探讨。最后，大功率充电站应具备宽范围功率的兼容性，可以柔性、智能分配充电功率，既可以满足大功率充电需要，也能够兼容不支持大功率充电的电动汽车充电需求，这样也能提高充电桩的利用率。比如：Charge point已经生产出了功率可达400kW的直流充电桩，它是由若干个充电功率为31.25kW的充电模块组合而成，模块之间可以随意组合。如果想得到400kW的输出功率，需要12个功率模块组合，单枪输出即可；如果是双枪输出，则每支枪的输出功率为200kW；根据不同的功率模块组合，得到不同的输出功率。

电流速度方面。根据GB/T18487.1-2015中规定，在充电阶段，车辆控制装置向非车载充电机控制装置实时发送电池充电需求参数，调整充电电流下降时：I＞20A时,最长在I/dlmin内将充电电流调整到与命令值相一致， 目前dlmin为20安/秒。如果在充电电流为350A（或500A）的情况下，电流不能及时降下来，很有可能会造成电池过充，从而影响电池的使用寿命和安全性。目前在大巴车上已经发现这个问题，需要考虑在大功率充电标准制定的时候对电流速度进行重新定义或提升。

3、对电动汽车的要求

如果采用大功率直流充电（假设350kW,1000V,350A），那么整车的电压平台将会提高到1000V。但目前国内主流的纯电动乘用车的电压平台范围在275-550V，商用车在450-820V左右，而最大快充电流普遍在200A以下。因此，要实现1000V、350A的大功率直流快充，将对零部件提出更高的要求。比如：电池、电机、电控的控制策略需要重新开发，而且周期较长；对整车的高压防护等级、热管理等安全性能要求更高，意味着由于电压、电流的显著提升，整车各高压零部件的绝缘、耐压等级，铜排的载流、耐高温能力设计等均需要重新开发。另外，现阶段单靠国内整体的行业水平还无法完全自主的解决上述困难，大部分的零部件是需要进口的，这除了会增加车辆的生产成本外，还会对我国新能源汽车产业带来一定的冲击。

4、对电网的要求

从技术角度来讲，电网为350kW充电站配电是完全没有问题的。比如：城际高速上的快充站容量一般是630KVA，而集中式专用充电站的容量需求可能是数百至上万KVA。但从实际情况出发，大规模建设大功率充电站可能会存在以下问题。一是大功率充电一般应用于公共快速补电，用户充电时间与地点的选择更大程度上取决于行驶的需要，显著降低有序充电的潜力，提高电网负荷峰谷差，降低了大电网的整体投入产出效益。二是由于接入电网时间较短，呈现较为明显的随机性、间歇性特点，对电网需求响应的能力明显下降。三是电动汽车可作为移动储能装置和调峰系统，在电力供应富余时充电,提高电力的利用效率，在用电紧张时放电，缓解用电压力，延缓电网建设投资，提高电网运行效率和可靠性。但大功率充电可能无法实现V2G，降低了可再生能源电力的消纳能力。四是在夏季电力供应紧张时期，很容易出现过负荷问题，引起线路过热、跳闸等情况，这将导致大量负荷被切除。

四、对于发展大功率充电的建议

1、整车企业应研发高电压平台车型

现阶段国内主流的新能源乘用车的电压平台范围在275-550V，而且最大快充电流普遍在200A以下，理论上充电功率为110kW的充电桩即可满足充电需求。如果未来350kW大功率充电成为现实，同时假设我国现阶段的电动汽车（110kW充电功率）可以正常使用的前提下，大功率充电桩的功率利用还不到1/3，不仅不会缩短充电时间，还会影响大功率充电桩的利用率，因此，必须要提高车辆可负载的电流和电压。如果电流大幅度提高，会增加车辆电子元器件的发热量，浪费电能，同时对于线束的要求也比较高，而相比之下，提高整车的电压平台效果要好一些。国外的车企已经尝试将乘用车的电压平台提升到了1000V，而我国即便是商用车的电压平台最高也只达到了820V。因此，建议我国乘用车企业趁着大功率充电还没有到来之前，要将高电压平台的产品列入到研发规划之中，甚至可以根据国内电动汽车市场的发展情况有序地推进研发，并验证技术可行性，且不可由于技术门槛高而不去尝试，防止重蹈覆辙，继续走用“市场换技术”老路。

2、部件供应商应注重高压零部件的研发

以IGBT（ 绝缘栅双极型晶体管）为例，如果系统是300V，IGBT电压等级需要600V，国产的产品即可满足要求。但如果系统是1000V，IGBT电压等级需要达到1400V，则只能从国外进口，而且国外能生产的企业也不多，如三菱、英飞凌。如果IGBT提高到1700V的，则只有英飞凌可以提供，况且垄断企业的产品售价也不会便宜。因此，我国零部件供应商应把自身的技术研发规划与全球电动汽车的发展趋势相结合，尽早突破高压零部件的技术障碍，实现国产化，为“弯道超车”做好准备。

3、电池厂应关注高比能量的快充电池研发

假设未来电动汽车平均续航里程为500km，每百公里耗电量为20kWh，因此，需要搭载100kWh的电量，同时又要保证在350kW的充电功率下，充电时间在10-20分钟（充电功率设定在350kW），就现阶段我国车用锂离子动力电池行业整体水平而言，面临的挑战还是比较严峻的。首先，对于乘用车而言，电池的单体能量密度要达到300Wh/kg，否则对于100kWh的电量装载难度较大（重量和体积都是瓶颈）；其次，充电倍率也要在2-6C，否则无法保证充电时间。由于锂离子电池的特性决定了能量密度与充电倍率是鱼和熊掌不可兼得的，单独实现高能量密度或较大的充电倍率还比较容易，但如何平衡这两种特性是我国动力电池企业必须要面对的问题。因此，建议我国动力电池企业要加大高能量密度快充电池的研发布局，争取在2020年补贴取消之前，研发出有竞争力的产品，以避免市场被外国产品占领。

4、充电设备企业应提早布局柔性智能充电技术的研发

即使未来大功率充电成为事实之后，对电动汽车来讲，可能还是会有一些小功率充电的车存在，这种情况下如何提高整个设备的功率兼容性，是一个比较关键的问题。当电压提升到1000V之后，如果仍然给电压平台为350V的车来充，用现有的技术方案功率利用率只有原来的1/3不到，对设备的利用率是特别低的。因此，建议充电桩的生产企业要提前布局柔性智能充电技术的研发，在充电模式的拓补上要考虑宽范围功率的兼容性和保持全范围的高效性。

5、标准委应开展大功率充电标准的制定

据了解，我国部分乘用车企业已经将续航500km的产品规划在了2020年左右，因此，对于大功率充电的态度是需求但并不是十分迫切，这也给予了标委会足够时间来验证技术的可行性，以及相关标准的制定，包括连接器、电缆、电流速度、散热等方面内容应重新定义或修改。另外，今年3月4－8日，国际电工委员会TC69MT5-6工作组在荷兰代尔夫特召开了电动汽车大功率充电国际标准第一次会议。该工作组的目标就是为了实现大功率充电，对现有的标准进行全面修订以适应新的技术要求。我国在标准制定的时候，应该更多的参与到国际讨论当中，以增强国产电动汽车的国际竞争力。

6、国家能源局应推广充电桩的认证制度

由于充电基础设施行业的门槛较低，缺少必要的产品准入制度，导致市场上的产品种类繁多、质量参差不齐。另外，现有检验制度只“对送检样品负责”，市场上的产品是否达标也无法确定，进而会对充电的安全性、可靠性和兼容性产生一定影响。而大功率充电桩对于元器件、耐压、绝缘、线缆、插头、散热、兼容性等方面有更高的要求，为了确保充电的安全性、可靠性和兼容性，认证制度就显得尤为重要了。因此，建议国家能源局尽早出台充电桩产品的认证制度，以保障充电桩的安全性、可靠性和产品一致性，避免发生重大的充电安全事故，确保充电行业的健康发展。

7、电网公司应积极探索大功率充电技术的可行性和运行模式

现阶段国内乘用车用的直流快充桩充电功率为40-60kW，充电时间也普遍大于1小时，即便是特斯拉的超级充电站也需要30分钟，从能源补给的便利性来讲还不能与燃油车相比。为了打消客户的充电顾虑，可以尝试建立大功率充电站的示范项目来探索大功率充电技术的可行性，包括对电网、电池、充电设备、标准等方面的可行性验证，以及推广大功率充电的时间规划。同时还要考虑大功率充电站成规模后的运行模式，以减小或避免对大电网的冲击。

8、电网公司应做好电力规划准备

充电基础设施离不开电网，因此电网公司要做好接入大规模大功率充电的准备，包括有关的负荷预测、电源规划、电网规划等等。

负荷预测方面，要在传统负荷预测的基础上，挖掘有序充放电潜力，考虑时空特性，根据不同类型电动汽车在不同充电行为下对应的充电模式，预测电动汽车充电需求，提高负荷预测精度。

电源规划方面，要依据电动汽车发展规模，分析电动汽车与电网互动促进可再生能源消纳的比例，优化电源结构。

电网规划方面，配电网规划与充换电设施规划相衔接，根据不同地区负荷接入标准、充换电设施用电容量，及时调整电力设计标准，满足各地电动汽车发展需求。

9、电网公司应加强电网建设准备

城市电网方面，要加大智能化项目和信息通信基础设施的投入，为有序充电管理提供支撑；依据大型集中充电站点建设需求，及时建设或改造配套变电站，满足充电基础设施接纳条件。

局部配电网方面，要对老旧居民小区和公共停车场依据需要及时进行电网增容改造；加强对充电设施用户接入把关，确保电能质量符合国标要求，强化用电安全管理；对冲击性负荷，做好局域电网补强，避免对周围用户造成影响。

10、电网公司应做好调度运行准备

通信方面，要开发电网调度与车联网平台的接口，电网调度从车联网平台获取用户需求和充电设施实时运行状态的数据。

控制方面，要在设定的互动目标下，调度系统根据电网实时信息、电动汽车状态、用户需求信息等，构建多时间尺度电动汽车与清洁能源协同优化调动策略，并发送控制指令。

工作机制方面，要建立多层级电动汽车有序充电架构，包括电动汽车用户管理层、本地能量管理层、集成管理层、电网管理层等，并将其纳入需求侧响应、调度的常规工作运行机制。

制定充电网络运营企业作为电力零售商参与电力市场交易的规则，明确充电网络运营企业参与市场交易的计量关口以及核算原则。

明确充电网络运营企业作为中间商代理用户参与电力市场交易的责任和义务；制定引导电动汽车提供电力辅助服务的价格机制、激励机制和监管机制。

可考虑在电动汽车推广力度大的城市先行开展有序充放电试点。比如在北京、上海、天津等城市开展电动汽车通过与电网互动参与辅助服务等试点工作，探索研究电动汽车参与电网互动、实现有序充放电对电网资产效率的提升效益。