随着新能源汽车渗透率突破40%、分时电价机制全面推行，光储充一体化充电站正从“政策驱动”转向“经济性驱动”。本文基于2024年行业数据与典型项目案例，拆解收益构成、成本结构及运营策略，为投资者提供可落地的测算框架。仅供参考。
（来源：微信公众号“能源电力公社”）
01 光储充充电站的收益逻辑与核心参数
1.收益三大支柱
充电服务费：峰谷电价差放大至0.8-1.2元/kWh（如上海峰时1.7元/kWh，谷时0.5元/kWh）；
光伏发电收益：自发自用节省电费+余电上网收入；
储能套利：利用“两充两放”策略赚取价差，叠加需求响应补贴。
2.关键参数设定（以长三角某项目为例）
02 投资成本与收益测算模型
1.初始投资构成（单位：万元）
2.年收益测算（单位：万元）
充电服务收入：
2500kWh/日×365×(1.2元/kWh服务费+平均电价0.8元)=182.5万元
光伏发电收益：
55万kWh×0.88=48.4万元
储能套利+补贴：
1.8MWh/日×365×(峰谷价差0.7元)+需求响应补贴5万元=51.6万元
总收益：182.5 + 48.4 + 51.6 = 282.5万元
3.成本回收周期
年运维成本：
光伏（0.05元/W） + 储能（0.1元/Wh） + 充电桩（营收5%） = 28万元
静态回收期：
407/（282.5−28）≈1.6年
动态回收期（折现率8%）：约2.3年
03 敏感性分析
哪些因素在“改写”收益率？
关键结论：
充电桩利用率＞60%、峰谷价差＞0.8元/kWh时，项目具备高抗风险性；
储能系统成本降至1.0元/Wh以下，IRR可突破30%。
04 运营策略
如何多赚50万/年？
1.动态电价响应
接入电力交易平台，在现货电价＞1.5元/kWh时，切换储能放电模式；
例：浙江某站通过实时竞价，年增收12万元。
2.车网互动（V2G）
配置双向充电桩，引导用户低谷充电、高峰返售电力；
按每台桩日均返售50kWh计算，年收益提升18万元。
3.碳资产开发
光伏发电量参与CCER交易（按50元/吨CO₂测算），年获利5-8万元。
05 投资建议
1.从“算得清”到“赚得到”
光储充充电站已进入“3年回本”时代，但收益天花板取决于运营精细度。建议投资者：
1）优先选择“高电价差+高车流”区域；
2）通过智能化系统实现“光伏-储能-充电”毫秒级协同；
3）探索“充电站+数据中心”、“充电站+社区服务”等增值模式。
2.推荐区域（2025年）：
1）珠三角：电价差1.0-1.3元/kWh + 车密度＞300辆/km²；
2）长三角：隔墙售电政策开放 + 光伏小时数1300h；
3）成渝城市群：充电服务费上浮30%政策延续至2026年。
区域选址黄金公式
优选指数=电价差×1.5+光伏小时数×0.8+新能源车密度×1.2
3.风险应对
1）政策退坡风险：签订10年期PPA协议锁定电价，或选择“光伏+储能”独立核算模式；
2）技术迭代风险：选用模块化储能系统，支持后期扩容；
3）需求波动风险：布局“光储充+换电”混合站，提升资产利用率。
原标题：光储充充电站收益测算分析
