隨著新能源汽車滲透率突破40%、分時電價機制全面推行，光儲充一體化充電站正從“政策驅(qū)動”轉(zhuǎn)向“經(jīng)濟性驅(qū)動”。本文基于2024年行業(yè)數(shù)據(jù)與典型項目案例，拆解收益構(gòu)成、成本結(jié)構(gòu)及運營策略，為投資者提供可落地的測算框架。僅供參考。

（來源：微信公眾號“能源電力公社”）

01 光儲充充電站的收益邏輯與核心參數(shù)

1.收益三大支柱

充電服務(wù)費：峰谷電價差放大至0.8-1.2元/kWh（如上海峰時1.7元/kWh，谷時0.5元/kWh）；

光伏發(fā)電收益：自發(fā)自用節(jié)省電費+余電上網(wǎng)收入；

儲能套利：利用“兩充兩放”策略賺取價差，疊加需求響應(yīng)補貼。

2.關(guān)鍵參數(shù)設(shè)定（以長三角某項目為例）

02 投資成本與收益測算模型

1.初始投資構(gòu)成（單位：萬元） 

2.年收益測算（單位：萬元）

充電服務(wù)收入：

2500kWh/日×365×(1.2元/kWh服務(wù)費+平均電價0.8元)=182.5萬元

光伏發(fā)電收益：

55萬kWh×0.88=48.4萬元

儲能套利+補貼：

1.8MWh/日×365×(峰谷價差0.7元)+需求響應(yīng)補貼5萬元=51.6萬元

總收益：182.5 + 48.4 + 51.6 = 282.5萬元

3.成本回收周期

年運維成本：

光伏（0.05元/W） + 儲能（0.1元/Wh） + 充電樁（營收5%） = 28萬元

靜態(tài)回收期：

407/（282.5?28）≈1.6年

動態(tài)回收期（折現(xiàn)率8%）：約2.3年

03 敏感性分析

哪些因素在“改寫”收益率？

關(guān)鍵結(jié)論：

充電樁利用率＞60%、峰谷價差＞0.8元/kWh時，項目具備高抗風(fēng)險性；

儲能系統(tǒng)成本降至1.0元/Wh以下，IRR可突破30%。

04 運營策略

如何多賺50萬/年？

1.動態(tài)電價響應(yīng)

接入電力交易平臺，在現(xiàn)貨電價＞1.5元/kWh時，切換儲能放電模式；

例：浙江某站通過實時競價，年增收12萬元。

2.車網(wǎng)互動（V2G）

配置雙向充電樁，引導(dǎo)用戶低谷充電、高峰返售電力；

按每臺樁日均返售50kWh計算，年收益提升18萬元。

3.碳資產(chǎn)開發(fā)

光伏發(fā)電量參與CCER交易（按50元/噸CO?測算），年獲利5-8萬元。

05 投資建議

1.從“算得清”到“賺得到”

光儲充充電站已進入“3年回本”時代，但收益天花板取決于運營精細度。建議投資者：

1）優(yōu)先選擇“高電價差+高車流”區(qū)域；

2）通過智能化系統(tǒng)實現(xiàn)“光伏-儲能-充電”毫秒級協(xié)同；

3）探索“充電站+數(shù)據(jù)中心”、“充電站+社區(qū)服務(wù)”等增值模式。

2.推薦區(qū)域（2025年）：

1）珠三角：電價差1.0-1.3元/kWh + 車密度＞300輛/km2；

2）長三角：隔墻售電政策開放 + 光伏小時數(shù)1300h；

3）成渝城市群：充電服務(wù)費上浮30%政策延續(xù)至2026年。

區(qū)域選址黃金公式

優(yōu)選指數(shù)=電價差×1.5+光伏小時數(shù)×0.8+新能源車密度×1.2

3.風(fēng)險應(yīng)對

1）政策退坡風(fēng)險：簽訂10年期PPA協(xié)議鎖定電價，或選擇“光伏+儲能”獨立核算模式；

2）技術(shù)迭代風(fēng)險：選用模塊化儲能系統(tǒng)，支持后期擴容；

3）需求波動風(fēng)險：布局“光儲充+換電”混合站，提升資產(chǎn)利用率。