充电站配储收益测算与分析
充电站配储收益测算与分析
随着新能源汽车的普及，充电站的建设和运营成为了一个重要的议题。为了提高充电站的经济效益，许多运营商开始考虑在充电站配备储能系统。本文将从经济效益的角度，分析充电站配储的可行性，并探讨其在实际应用中的具体操作方法。
充电服务网络越织越密。但在这其中，充电运营商和车主仍面临看似无法和解的对抗难题：一方赚不到钱，一方觉得充电贵。
从电价层面着手，充电站通过配备储能，让运营商利用峰谷价差，实现多元化盈利，让车主能够“低价充电”，似乎又可以实现双赢。
从场景落地，以及投资回报率出发，运营商如何算好充电站的配储账单，也十分重要。
实现经济效益最大化
需算好充电站的“储能账”
从储能系统的收益角度来看，系统成本、运行维护费用、峰谷价差、需求响应收益等等都是关键参数。而储能收益计算公式一般为【峰谷价差/度电放电量年数】。
其盈利机制即在负荷低谷时，储能电池以较低的电价进行充电；而在负荷高峰时，储能电池则向负荷供电，实现峰值负荷的平滑转移，从而获得峰谷电价的收益。简而言之，也就是用较为便宜的价格从电网买来电，然后把电放到蓄电池里面，再以较高的价格卖出去。
而峰谷电价差收益，具体又是多少？其计算公式通常为【（高峰电价-低谷电价）充放电效率充放电次数*年运行天数】。
其中，电价主要以各省具体政策为准（全国12月最新峰谷电价差汇总）；充放电效率指储能系统在充放电过程中的能量转换效率，这一数值通常在80%-95%之间；充放电次数即储能系统每天或每年进行的充放电次数；年运行天数即每年实际运行的天数。
由此，我们也能看出影响充电站储能收益的核心变量，即峰谷价差和在高峰时段可放出去的充电量。而峰谷价差的大小直接影响储能度电的收益，可放电量则主要取决于充电站的运营能力。这也意味着，充电站配储能实现套利，必备条件之一就是要有稳定的高峰时段充电量。
而上多少储能，也就取决于充电站能在高峰时段产生多少充电量，如果在高电价的时候无法完成消纳，那就不适合安装储能。
此外，在收益部分，部分地区还有其它辅助服务收益以及政策补贴等，如储能系统参与电网调频、调峰服务等所获得收益，以及政府对储能系统项目的财政补贴和税收优惠等。此外，如参与电力市场交易，可能也会有对应的政策收入。
收益之外，再看成本。
储能产业网信息透露，一般情况下，1MWh的储能建设成本为80万元（截至2023年12月，储能系统中标价最低为0.64元/Wh，即1MWh储能建设成本为64万元，未来储能成本将不断降低）。
据相关人士估算，对于一座电容量为230度的小型工商业储能站，包括设备和施工的总成本约为30万元左右。假设运营期间，该站能够实现两次充电和两次放电，总量约为400度电，考虑峰谷价差为7毛钱，每天可实现约280元的收益。在一年有效利用天数为330天的情况下，年收益可达到9.24万元，不到四年就能回本。（此处案例援引小可乐科技）
从投资成本出发，如加上政府补贴，三至四年的回收期或许还会进一步缩短。
让储能成为充电站标配？
运营商如何分得万亿市场一杯羹
根据麦肯锡的数据，长时储能预计从2025年开始将迎来大规模增长。到2030年，长时储能的累计装机量预计将达到150-400GW（对应储能容量为5-10TWh），累计投资规模将达到2000-5000亿美元。
今年3月，重庆市经信委印发重庆市新能源汽车便捷超充行动计划（2024-2025年）（征求意见稿）。其中提到充储一体化站应按照不低于配变容量的10%、时长不低于1小时、容量不小于200千瓦时的规模配置储能设备，全市新建超充站中充储一体化站占比不低于30%。
海南省此前也在2024年电动汽车充换电基础设施建设管理工作相关文件中指出：支持充换电企业探索充电场站配备一定规模的储能设施，使充电站具备负荷柔性调控能力，实现充电网与电网融合发展。
政策集聚之下，市场也将做出积极回应。据解码Decode报道，对于当下的充电服务市场，明面上的充电电费、服务费只是“开胃菜”，只是流量聚合的入口，就连充电桩的规划设计、EPC工程等也仅算“甜点”，而基于充电站场景下的储能、光储充或微电网，以及针对单站负荷特征和能源需求所配套的智慧能源运营解决方案才是终极大餐。
前者是谁都能进入的红海，后者的隐形壁垒要高得多。
伴随着新能源汽车的加速渗透，以及电力市场化交易的逐步放开，储能系统作为电力系统的“蓄水池”，助力电网稳定的同时，也势必对充电站的运营提供经济效益。
储充一体的充电场站，或许很快也会成为主流。