学习笔记 20(光储充一体)光储充一体化运作模式!破解充电难、充电贵,这才是新能源出行的未来!

说得更通俗一点，它就像一个“迷你绿色能源站”：白天依靠太阳能发电，一部分电能直接供给电动车充电，用不完的电就储存起来；到了晚上或者阴雨天，储存的电能再释放出来满足充电需求，要是实在不够，再从公共电网补充，彻底打破了“发电靠电网、充电依赖电网”的传统模式。

和传统充电站比起来，它最突出的优势就是“自发自用、余电上网”——既能减少对公共电网的依赖，降低充电成本，还能减少碳排放，完美契合绿色发展趋势，毫无疑问会成为未来新能源充电的主流方向。

拆解光储充：四大核心模块，各司其职不缺位

光伏发电系统：整个系统的“能量源头”

它的核心组件并不复杂：主要是光伏组件（也就是我们常说的“太阳能电池板”）和光伏逆变器。光伏组件通过半导体的光电效应，直接将阳光转化为直流电；而逆变器就像一个“能量翻译官”，把不稳定的直流电，转换成可供充电桩和电网使用的交流电，为后续充电环节提供保障。

而且它的安装特别灵活，停车场的光伏车棚、服务区的屋顶光伏阵列、工业园区的闲置屋顶，都能成为它的“安身之处”，充分利用闲置空间发电，真正实现“让阳光变成电能”。不过要注意，光伏发电受光照影响较大，正午出力最强，到了夜间就会停止发电，这也正是“储能”模块存在的核心意义。

储能系统：电能的“蓄水池”，解决间歇难题

它主要由储能电池、储能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）组成，其中最核心的是储能电池，目前主流采用的是安全性更高、循环寿命更长的磷酸铁锂电池

它的工作模式十分灵活：白天光伏出力过剩时，就把多余的电能储存起来；傍晚充电高峰、夜间光伏停发时，再把储存的电能释放出来，满足车主的充电需求；除此之外，它还能利用电网的峰谷电价差——深夜电价低谷时充电储存，白天电价高峰时放电供电，既能帮运营方降低成本，也能让车主节省充电费用

充电设施：与车主直接交互的“终端窗口”

智慧能源管理系统：统筹调度的“智慧大脑”

比如：早晨光伏刚开始发电时，优先将电能直接供给充电桩；正午光伏出力达到高峰时，把多余的电能储存到储能系统，减少从电网购电的成本；傍晚充电高峰来临、光伏出力下降时，储能系统与电网协同供电，避免电网过载；夜间光伏停发时，利用谷电给储能系统补能，同时满足零星的充电需求。

正是这种精细化的智能调度，让光储充系统的新能源消纳率能达到80%以上，部分项目甚至能在电网故障时，作为应急电源使用，进一步提升供电稳定性。

光储充一体化，到底好在哪？

多方受益的“共赢方案”

对车主：充电更省、更便捷。优先使用光伏清洁电，充电价格比传统充电站更低，长期使用能节省不少开支；同时储能系统能保障充电稳定性，避免高峰时段充电排队、电网过载导致的充电失败，彻底缓解补能焦虑。

对运营方：降低成本、提升收益。利用电网峰谷电价差套利，减少从电网购电的成本；储能系统能有效保护充电桩，延长设备使用寿命，降低运维成本；多余的光伏电能还能并入公共电网，获取额外的发电收益。

对电网：缓解负荷压力，提升稳定性。减少电动车集中充电对电网造成的冲击，避免线路过载，延缓输电线路扩容的投入，同时也能提升电网的灵活性和稳定性，助力电网安全运行。

对环境：绿色低碳，助力“双碳”。以太阳能为主要能源，替代传统化石能源发电，大幅减少碳排放，助力交通领域实现“脱碳”目标，为绿色发展注入新动力。

核心价值：不止是充电，更是绿色出行新方式

随着技术的不断迭代和政策的持续支持，未来光储充一体化还会与氢能、智能网联汽车深度融合，走进更多场景，让绿色出行变得更便捷、更经济。

对于我们普通人来说，光储充一体化不仅是一种新型的充电方式，更是一种绿色、低碳的生活选择。相信在不久的将来，充电会越来越省、越来越便捷，新能源出行也会成为更多人的首选！

光储充一体化是一种集光伏发电、储能系统和充电设施为一体的综合能源解决方案。光储充一体化的工作原理是利用光伏发电，余电由储能设备存储，共同承担供电充电任务；可在用电高峰电站可给电网供电，在用电低谷则给自身或电动汽车充电，起到削峰填谷的作用。通过智能控制系统协调运行，光储充一体化可以实现“发电-配电-储电-充电”的高效循环，形成清洁能源自发自用、余电存储、智能调度的闭环系统。

光储充一体化系统以光伏发电系统、储能系统、充电系统为主要组成部分，能量管理系统作为光储充一体化系统的“大脑”，负责协调各子系统的运行，实现能量的优化调度和管理。其中，光伏发电系统是系统的电力供应源头；储能系统用于调节电力供需平衡，存储多余电能并在需要时释放；充电系统主要为电动汽车等用电设备提供充电服务；能量管理系统主要功能包括数据采集与处理、能量优化调度和协调控制、故障诊断与保护等。此外，还包括电网接入系统、监控与通信系统、安全防护系统、配电系统、场站标识及配套系统等。

近些年来，一系列“光储充一体化”相关鼓励政策的加速出台，推动行业进入规模化发展阶段。2020年，国务院发布《新能源汽车产业发展规划（2021-2035年）》，明确提出“光储充放多功能综合一体站”建设要求。随后国家相关政策陆续推出，主要内容为试点应用、规模化推广、新型储能市场化发展等方面。部分地区也推出了相关鼓励政策，例如2025年1月，上海市发布《新型储能示范引领创新发展工作方案（2025-2030年）》，明确将光储充一体化充电站列为重点应用场景，推动分布式光伏与储能系统协同，通过峰谷电价差、土地税收优惠等政策工具推动项目落地。政策的扶植为光储充一体化的发展提供了充足的发展养分。

表1 光储充一体化相关政策梳理

在市场需求、技术革新和多地政策推动下，全球光储充一体化项目正呈现出大规模推进的态势。2024年全球光储充市场收入预计达到11,342.41百万元人民币，未来五年保持19.6%的年复合增长率。

图2 全球光储充一体化解决方案总体收入

数据来源：QYResearch公众号

2024年中国光储充一体化市场规模已达680亿元，同比增长62%，远超全球平均增速。华东、华南地区因新能源汽车渗透率高（分别达38%和35%）、分布式光伏装机量大，占据市场主导地位，合计份额超60%。（数据来源：中国信息化周报）

光储充一体化项目的投资主体主要划分为政府主导、企业自主投资以及政府和社会资本合作，不同投资主体的融资方式较为多样化（见表4）。鉴于光储充一体化项目在规模、场景、收益模式上的差异，单一投资或融资模式可能难以适配所有需求。因此，需结合项目具体特征，灵活综合运用多种模式，以优化资源配置、降低风险，推动项目高效落地与可持续运营。

表4 光储充一体化主要投融资模式梳理

政府主导投资模式下的光储充一体化项目通常以公共服务、基础设施升级或区域能源转型等政策导向为目标，资金多来自财政拨款、专项债券及政策性贷款。该模式下的项目更注重社会效益与民生价值，其运营多依托国企或指定单位，强调标准化建设与长期稳定运营，收益优先用于覆盖成本及再投资，是推动区域绿色能源普及的重要抓手。

(1) 财政拨款

以政府部门为实施主体，利用财政资金直接进行建设投资。该模式一般适用于公益性较强、收益回报时间较长或示范性质的项目，如服务于公共交通的充电站（公交、出租车专用）、偏远地区、乡镇或欠发达地区的光储充设施等。

优势是政府资金充足，能保障项目顺利实施；可统筹协调各方资源，加快项目落地；能体现政府在新能源领域的政策导向，起到示范引领作用。劣势是可能会给政府带来较大财政压力；决策流程较长，项目实施效率可能受影响。

政府通过发行专项债券筹集资金，以项目未来产生的收益作为还本付息的主要来源，本质是“政府信用背书+项目收益偿还”的融资方式，属于政府规范举债的重要途径。发行专项债的项目需满足以下两个条件：1）项目具有稳定收益来源；2）项目具有一定公益属性。优势是资金成本低，政策支持力度大，能够带动社会资本，融资规模大；劣势是审批门槛高，需满足财政部“资金跟着项目走”原则，项目需具备明确收益机制、完成可行性研究及环评，审批流程复杂；资金使用不灵活，必须按批复用途使用，不得擅自调整建设内容或挪作他用等。

政府通过协调政策性银行（如国家开发银行、中国农业发展银行、中国进出口银行等），向光储充一体化项目提供低息、长期贷款。该模式以政府政策导向为核心，具有“政策扶持+低息优惠+政府增信”的特点。贷款资金区别于商业银行以盈利为目的的市场化贷款，适用于国家级/省级重点示范项目、区域基础设施与民生工程、跨区域、长周期大型项目等。

优势是贷款利率低、贷款周期长，融资方案灵活等；劣势是审批流程复杂，需通过政策性银行内部评审且审批周期较长，对项目要求严格，资金使用限制多，对借款主体企业资质要求高。

企业自主投资模式是由企业作为投资主体，自主决策、自筹资金、自担风险，独立承担项目规划、建设及运营的投融资模式。该模式以企业市场化行为为核心，区别于政府主导模式下的带有政策引导性质的投资方式，更注重项目的商业可行性和投资回报。

从企业性质上来看，投资主体包括民企、国企和央企。能源民企通常具备灵活性和创新能力，能够快速适应市场变化，并运用先进技术提高项目效益；国央企则在资源和资金方面具备优势，有能力投入大规模的资金和资源，确保项目的可持续发展。

从企业类型上看，投资主体主要包括以下几种类型：1）能源产业链核心企业，如光伏领域的隆基绿能、晶科能源，储能领域的宁德时代、比亚迪储能，充电桩领域的特来电、万马股份等，这类企业具有一定技术优势；2）综合能源服务企业，多为国企、地方国企或大型民企，如国家电投、豫能控股、新奥能源等，这类企业一般投资城市级或园区级光储充一体化网络，收益模式更加多元化；3）交通与出行服务企业，例如特斯拉、小鹏汽车等；4）其他类型的投资建设主体还包括工商业园区运营企业、建筑于地产企业、跨界投资企业等。在实践操作中，单个项目的开发主体未必单一，也可能由多个相同或不同性质的主体携手合作开发，从而实现资源互补、效率提升。如表5，展示了部分不同性质企业投资主体的项目案例。

表5 不同性质企业自主投资项目案例

(1) 自有资金

企业通过自身资本金直接投入光储充一体化项目，无需依赖外部融资。一般适用于中小型项目、高盈利项目、企业战略布局项目、现金流充裕的大型企业综合能源项目等。

优势是决策灵活、无融资成本；劣势是对企业资金实力要求极高，且风险完全自担，因此更常见于大型央国企、产业链龙头或现金流稳定的上市公司。

通过向商业银行等金融机构申请经营性贷款或项目专项贷款，以筹集项目建设及运营资金，对企业资质、信誉、成长性等要求较高，是光伏相关项目主要的融资模式之一。适用于商业化成熟度较高、规模适中的中小型项目。贷款比例最高不超过总投资额的80%，利息费用较低，且资金来源稳定，但会增加企业负债，带来潜在的财务风险。目前，多家银行推出“光伏贷”，助力企业分布式光伏建设。

由两家或多家企业通过共同出资成立项目公司，以股权比例分配投资收益、共担风险。各方可以以货币出资、技术入股或资源置换等形式注资。适用于技术密集型、复合型或规模化商业运营项目。

优势是资源整合高效，可以实现降本增效、拓展市场资源，投资风险分散，融资能力提升；劣势是可能存在利益冲突风险、决策风险和退出风险等。

企业募集资金专门用于符合规定条件的绿色项目或为这些项目进行再融资的债券工具，光储充一体化项目也属于绿色项目之一。适用于建设绿色项目、主体信用评级高、存在行业竞争优势的企业。优势是利率较低，审批效率较高；劣势是资金用途严格，且会建立专门的资金账户进行封闭式管理。

企业以光储充一体化项目未来的经营性收益权作为还款来源，向金融机构或投资者融资。适用于现金流稳定的项目。

优势是融资门槛较低，无需足额固定资产抵押，适合轻资产企业，对企业主体信用要求低于传统贷款；可盘活存量资产，优化财务结构；资金用途灵活，可用于项目扩建、设备升级等，不受传统贷款“专款专用”限制。劣势是随着电价政策调整、充电量不及预期、电力市场交易价格波动等情况存在收益波动风险；增信措施复杂，金融机构通常要求多重增信，收益权质押也需办理登记公示；融资成本相对较高等。

集融资和融物于一体的新型金融产品，主要包括直接租赁和售后回租两种模式。直接租赁模式适用于拥有自有厂房的工商业和中小型项目。目前市场上已有多家融资租赁公司布局风光水电、储能业务，助力企业建设光伏、风电、储能电站等。

优势是资金来源灵活，限制条件少，融资相对容易；劣势是租赁开始时需要支付一定保证金，EPC承包商选择权受限等。

政策性银行直接贷款一般适用大型国企、城投平台主导的战略性项目，或需兼顾社会效益与经济效益的民生工程。由于政策性银行的自身局限性与基层覆盖不足，而地方金融机构具有渠道与灵活性优势，可能会通过政策性银行转贷款的方式引导资金流向乡村振兴光储充、欠发达地区新能源等政策重点领域，且转贷款可要求地方银行降低对企业的抵押要求，缓解民企、合作社等主体的融资难问题。政策性银行转贷款模式适用于县域或农村光储充项目、中小民企投资项目等。优势是政策资金下沉、效率提升，地方银行可根据本地实际调整贷款条件，灵活性与适应性相比政策性银行直接贷款更强；劣势是成本传导链条变长，政策意图衰减风险，责任划分模糊等。

能源服务公司与光储充项目业主签订协议，约定能源管理目标的一种业务模式；是由用能企业提出相应需求，由能源服务公司提供服务，用能企业以节能效益支付能源服务公司的投入及其合理利润。适用于高能耗且电价敏感的工商企业项目、公共建筑与基础设施项目、老旧小区与商业综合体改造等。

优势是业主零前期投入、风险低，能源服务公司专业化运营，收益共享机制灵活等；劣势是业主与能源服务公司存在利益博弈，收益分成周期长，能源服务公司资金压力大等。

(1) 特许经营模式

根据《基础设施和公用事业特许经营管理办法》（六部委令第17号）（2024年5月1日开始实施），特许经营应聚焦使用者付费；建设期政府补贴应当符合法律法规的普适性预算资金支持，运营期政府补贴只能补贴运营成本；特许经营期限原则上不超过40年；在保障项目质量和产出（服务）效果的前提下，应通过加强管理、降低成本、提升效率、积极创新等获得的额外收益，主要归特许经营者所有。

光储充一体化项目的特许经营模式适用场景一般满足公共属性强、投资规模大、运营周期长、收益可预测等特征；一般利用政府所在地可控可利用的存量资源，扩大再生能源扩利用。可供利用的存量资源主要包括：1）屋顶资源，如党政机关、学校、医院、国有企业、事业单位、农贸市场等相关单位的建筑物屋顶；2）服务区、公用停车场和交通枢纽等。政府将控制行政区域内的存量资源转让给特许经营者，特许经营者向政府或企业方支付特许经营费，在一定期限内利用存量资源建设光储充一体化项目，并取得经营收入，期满后将该项目无偿、完好的一并移交给实施机构或政府指定部门。

优势是政府可以减轻财政压力，聚焦监管；项目从建设到运营全周期统筹，效率更高；长期特许期限也可以保障公共服务的可持续性；但企业在获得长期稳定收益时，也可能面临长期运营风险。

政府（或其下属国有平台公司）与社会资本（如能源企业、投资机构）通过共同出资设立项目公司，按约定比例持有股权，联合开展项目的投资、建设、运营及收益分配。股权合作模式适用于大中型投资规模、具有一定市场化程度、需平衡公共利益与企业收益的项目。

该模式的优势在于各方承担不同的功能，实现优势互补、风险共担以及资源的高效整合。其中，能源公司掌握相关核心技术并具备新能源相关业务建设、管理、运营经验等，提高合资公司的市场竞争能力；地方政府控股企业具有地方政府背景，拥有资源优势，与其合作有助于合理规避政策风险、获取上网指标，进一步开拓市场，提高项目相关手续的办理效率；金融公司具有相关资本运作经验和资金优势，可解决部分资金难题。但也可能出现多方因目标差异导致决策拖延，因利益分配而引发争议等矛盾。

光储充一体化项目盈利模式丰富，主要收益模式包括充电服务收费、光伏发电收益和储能峰谷套利；此外，项目还可能拓展收益渠道，获取电网交互、合作与广告、碳交易与绿证、绿电溢价等其他收益来源。现有项目通常并非单一模式盈利，而是多种模式相结合，且不同的应用场景的盈利方式也不同。光储充一体化项目需要通过多维度挖掘项目价值，实现收益的最大化。

充电服务收费

向电动车用户提供充电服务，按照充电时间、充电功率或充电量等方式计费，这是最直接的盈利方式。盈利模式与传统充电桩类似，但光储充系统使用自发电能，降低了成本。随着新能源汽车保有量的增加，充电需求不断增长，稳定的充电服务收入是项目盈利的重要组成部分。

(1) 价格

充电服务收费通常采用“电费+服务费”的模式。一般来说，根据地区、市场情况、峰谷时段、运营商以及充电功率等不同因素，电费和服务费收取标准区间较大。

• 电费：一般来说，充电桩的电费谷电大致区间在0.3-0.6元/kWh，峰电大致区间在0.8-1.5元/kWh。例如洛阳伊滨区“光储充”一体化停车场在峰期（16:00—0:00）、平期（7:00—16:00）、谷期（0:00—7:00）快充每度电价（含服务费）分别为1.26元、0.84元、0.53元；北京某些品牌的充电桩每度电的价格可能在0.8元到1.2元之间，上海价格则可能在0.9元到1.5元之间。

• 服务费：充电桩服务费大致区间在0.3-0.8元/度不等。例如上海地区，参考比亚迪与中石化合作超充站的定价，直流快充服务费约0.8元/度，交流充电服务费约0.4元/度；深汕首座光储充超充示范站试运营期间（3个月内），部分时段充电服务费低至0.30元/度。

(2) 未来关注方向

未来在充电服务收费的盈利模式上，需要重点关注政策变化、技术进步、市场动态、用户需求等方面。

• 政策变化：各地关于光储充项目的补贴、充电设施建设、新能源汽车发展以及电价等方面的政策调整会直接影响充电服务的收费标准和盈利空间，需密切关注政策动态，及时调整运营策略。

• 技术进步：通过提升光伏发电效率、创新储能技术以及改进充电技术等方面，降低项目运营成本，提高充电效率和设备寿命，同时提升充电服务体验。

• 市场动态：随着光储充一体化项目增多，市场竞争加剧，需密切关注周边同类项目的收费情况和服务质量，通过提升服务水平、优化充电网络布局等方式，提高自身竞争力。另外，可以关注农村市场和国际市场的开发，拓展市场空间。

• 用户需求：通过深入了解用户对充电价格、速度、便利性等方面的需求，调整收费模式和服务内容，如针对高端用户提供个性化的充电服务并合理定价。同时也可通过跨界合作（如与车企、商圈绑定会员体系）增强用户粘性。

  储能峰谷套利

光储一体充电站的储能系统可以用于调峰填谷、削峰填谷等能源调度服务，在电价低谷时段充电，在高峰时段放电，利用分时电价机制赚取差价。但并非所有地区都能实现储能峰谷套利收益，其可行性高度依赖当地分时电价政策及峰谷价差。2018年国家发改委印发《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》，明确指出加大峰谷电价实施力度，运用价格信号引导电力削峰填谷，利用峰谷电价差、辅助服务补偿等市场化机制，促进储能发展。该政策的出台，意味着储能峰谷价差套利模式获得官方认可。目前业内普遍认为0.7元/千瓦时的峰谷价差是开展用户侧储能的一个门槛。峰谷套利的核心公式为：日均套利收益=（高峰电价-低谷电价）×储能容量×循环效率。

• 其他盈利模式横向并购

光储充一体化项目除以上三种主要盈利模式外，还可能存在电网交互、合作与广告收益、碳交易与绿证收益、绿电溢价收益等其他盈利模式，但这些模式一般不会作为主要盈利点。

• 电网交互：光储充一体化项目可以与电网进行双向交互，将多余的电能注入电网，参与电力市场的辅助服务，如调频、调峰等，根据电网的需求和市场规则获取相应收益。例如成都特来电空港星汇光储充放电站将车网交互（V2G）模式作为盈利模式之一，新能源车主可在用电低谷期储存电能，在高峰时向电网放电，每反送1度电可获1元左右，车主将车内80%（48度电）的电卖给V2G，就可以获得48元，按峰谷电价差计算，每次交易可获得30多元的净收益，实现与电网交互盈利。

• 合作与广告收益：光储一体充电站场内可以设置相关商业设施，吸引充电车主消费，或与汽车维修、保养等企业合作，从而获取商业服务、租金等收益；充电桩可作为广告展示空间，可以与企业合作，在充电桩上展示广告，获取广告费用。例如兴邺光储充充电站场地内设置了无人便利店、餐饮区、休息区等配套设施，为用户提供消费空间，从而增加收益。

• 碳交易与绿证收益：项目产生的碳减排量可参与碳交易市场，绿证销售为项目增加额外收益。例如宿迁市区微山湖路“光储充放”充电综合体通过进入电力市场参与绿电绿证交易达成“零碳”目标，为碳交易收益奠定了基础。

• 绿电溢价收益：部分企业或用户对绿色能源有较高需求，愿意以更高的价格购买绿电，从而获取溢价。例如扬州市特斯拉光伏车棚项目直供特斯拉工厂用电，获得0.05元/kWh溢价，年增收1150万元。