随着新能源汽车销量成倍增长，新能源车主对于超级充电的需求激增，超充时代已经来袭，传统充电场站增设超充设备刻不容缓。大规模充电基础设施建设和充电站的改造，对现有电网造成了严重冲击和负担，同时充电站增容难、投入成本高，不确定因素太多。

       传统充电站在工作过程中导致的功率因数低、谐波等店电能质量问题频出等因素，充电站配储成为首要选择。什么是储能充电站储能充电站是一种集成了光伏发电、储能系统和电动汽车充电桩的智能化充电基础设施，其主要功能是通过能量存储和优化配置，实现清洁能源的高 效利用和电力供应的稳定性。与传统的单一充电站相比，该电站具有多能互补、节能环保、削峰填谷等显著优势；实际运营过程中，可通过优化配置和调度管理，实现经济效益和社会效益的zui大化。

优点

1、降低运营成本目前全国采用分时电价计算方式，通过配储谷充峰放，减少峰值用电，降低用电成本，同时配储后可以通过峰时降低服务费提升场站流量；部分场站配置光伏发电，光伏自发自用多余储存，储存的电量可以峰时使用降低用电成本；配储还可以参与电力需求侧响应，辅助电网进行调峰调频，赚取补贴，同时未来可参与电力现货市场交 易，收益多元，前景可观。

2、虚拟增容符合功率、配电容量全天候检测；储能充放电功率动态适应场站功率需求，超级储充融合一体，快充无忧。

3、改善电能质量充电站配套储能，在变压器过载，限电或者停电时无法充电等情况下，能改善电能质量，维持充电站的正常运行。

充电站储能应用的细分场景

1、发电侧

从发电侧的角度看，储能的需求终端是发电厂。由于不同的电力来源对电网的不同影响，以及负载端难预测导致的发电和用电的动态不匹配，发电侧对储能的需求场景类型较多，包括能量时移、容量机组、负荷跟踪、系统调频、备用容量、可再生能源并网等六类场景。

①能量时移

能量时移是通过储能的方式实现用电负荷的削峰填谷 ，即发电厂在用电负荷低谷时段对电池充电，在用电负荷高峰时段将存储的电量释放。此外，将可再生能源的弃风弃光电量存储后再移至其他时段进行并网也是能量时移。能量时移属于典型的能量型应用，其对充放电的时间没有严格要求，对于充放电的功率要求也比较宽，但是因为用户的用电负荷及可再生能源的发电特征导致能力时移的应用频率相对较高，每年在300 次以上。

②容量机组

由于用电负荷在不同时间段有差异，煤电机组需要承担调峰能力，因此需要留出一定的发电容量作为相应尖峰负荷的能力，这使得火电机组无法达到满发状态，影响机组运行的经济性。采用储能可以在用电负荷低谷时充电，在用电尖峰时放电以降低负荷尖峰。利用储能系统的替代效应将煤电的容量机组释放出来，从而提高火电机组的利用率，增加其经济性。容量机组属于典型的能量型应用，其对充放电的时间没有严格要求，对于充放电的功率要求也比较宽，但是因为用户的用电负荷及可再生能源的发电特征导致能力时移的应用频率相对较高，每年在 200 次左右。

③负荷跟踪

负荷跟踪是针对变化缓慢的持续变动负荷 ， 进行 动态调整 以达到实时平衡 的一种辅助服务。变化缓慢的持续变动负荷又可根据发电机运行的实际情况细分为基本负荷和爬坡负荷，负荷跟踪则主要应用于爬坡负荷，即通过调整出力大小，尽量减少传统能源机组的爬坡速率，让其尽可能平滑过渡到调度指令水平。负荷跟踪和容量机组相比，对放电响应时间要求更高，要求相应时间在分钟级。

④系统调频

频率的变化会对发电及用电设备的安全 高 效运行及寿命产生影响，因此频率调节至关重要。在传统能源结构中，电网短时间内的能量不平衡是由传统机组（在我国主要是火电和水电）通过响应 AGC 信号来进行调节的。而随着新能源的并网，风光的波动性和随机性使得电网短时间内的能量不平衡加剧，传统能源（特别是火电）由于调频速度慢，在响应电网调度指令时具有滞后性，有时会出现反向调节之类的错误动作，因此不能满足新增的需求。相较而言，储能（特别是电化学储能）调频速度快，电池可以灵活地在充放电状态之间转换，成为非常好的调频资源。

和负荷跟踪相比，系统调频的负荷分量变化周期在分秒级，对响应速度要求更高（一般为秒级响应），对负荷分量的调整方式一般为 AGC。但是系统调频是典型的功率型应用，其要求在较短时间内进行快速的充放电，采用电化学储能时需要有较大的充放电倍率，因此会减少一些类型电池的寿命，从而影响其经济性。

⑤备用容量

备用容量是指在满足预计负荷需求以外，针对突发情况时为保障电能质量和系统安全稳定运行而预留的有功功率储备，一般备用容量需要在系统正常电力供应容量 15~20%，且zui小值应等于系统中单机装机容量zui大的机组容量。由于备用容量针对的是突发情况，一般年运行频率较低，如果是采用电池单独做备用容量服务，经济性无法得到保障，因此需要将其与现有备用容量的成本进行比较来确定实际的替代效应。

⑥可再生能源并网

由于风电、光伏发电出力随机性、间歇性的特点，其电能质量相比传统能源要差，由于可再生能源发电的波动（频率波动、出力波动等）从数秒到数小时之间，因此既有功率型应用也有能量型应用，一般可以将其分为可再生能源能量时移、可再生能源发电容量固化和可再生能源出力平滑三类应用。例如针对光伏发电弃光的问题，需要将白天发出的剩余电量进行储存以备晚上放电，属于可再生能源的能量时移。而针对风电，由于风力的不可预测性，导致风电的出力波动较大，需要将其平滑，因而以功率型应用为主。

2、输配电侧

储能在输配侧的应用主要是缓解输配电阻塞、延缓输配电设备扩容及无功支持三类，相对于发电侧的应用，输配电侧的应用类型少，同时从效果的角度看更多是替代效应。

①缓解输配电阻塞

线路阻塞是指线路负荷超过线路容量，将储能系统安装在线路上游，当发生线路阻塞时可以将无法输送的电能储存到储能设备中，等到线路负荷小于线路容量时，储能系统再向线路放电。一般对于储能系统要求放电时间在小时级，运行次数在 50~100 次左右，属于能量型应用，对响应时间有一定要求，需要在分钟级响应。

②延缓输配电设备扩容

传统的电网规划或者电网升级扩建成本很高。在负荷接近设备容量的输配电系统内，如果一年内大部分时间可以满足负荷供应，只在部分高峰特定时段会出现自身容量低于负荷的情况时，可以利用储能系统通过较小的装机容量有效提高电网的输配电能力，从而延缓新建输配电设施成本，延长原有设备的使用寿命。相比较缓解输配电阻塞，延缓输配电设备扩容工作频次更低，考虑到电池老化，实际可变成本较高，因此对电池的经济性提出了更高的要求。

③无功支持

无功支持是指在输配线路上通过注入或吸收无功功率来调节输电电压。无功功率的不足或过剩都会造成电网电压波动，影响电能质量，甚至损耗用电设备。电池可以在动态逆变器、通信和控制设备的辅助下，通过调整其输出的无功功率大小来对输配电线路的电压进行调节。无功支持属于典型的功率型应用，放电时间相对较短，但运行频次很高。

3、用电侧

用电侧是电力使用的终端，用户是电力的消费者和使用者，发电及输配电侧的成本及收益以电价的形式表现出来，转化成用户的成本，因此电价的高低会影响用户的需求。①用户分时电价管理

电力部门将每天 24 小时划分为高峰、平段、低谷等多个时段，对各时段分别制定不同的电价水平，即为分时电价。用户分时电价管理和能量时移类似，区别仅在于用户分时电价管理是基于分时电价体系对电力负荷进行调节，而能量时移是根据电力负荷曲线对发电功率进行调节。

②容量费用管理

我国对供电部门大工业企业实行两部制电价：电量电价指的是按照实际发生的交 易电量计费的电价，容量电价则主要取决于用户用电功率的zui高值。容量费用管理是指在不影响正常生产的情况下，通过降低zui高用电功率，从而降低容量费用。用户可以利用储能系统在用电低谷是储能，在高峰时负负荷放电，从而降低整体负荷，达到降低容量费用的目的。

③提高电能质量

由于存在电力系统操作负荷性质多变，设备负载非线性等问题，用户获得的电能存在电压、电流变化或者频率偏差等问题，此时电能的质量较差。系统调频、无功支持就是在发电侧和输配电侧提升电能质量的方式。在用户侧，储能系统同样可以进行平滑电压、频率波动，例如利用储能解决分布式光伏系统内电压升高、骤降、闪变等问题。提升电能质量属于典型的功率型应用，具体放电市场及运行频率依据实际应用场景而有所不同，但一般要求响应时间在毫秒级。

④提高供电可靠性

储能用于提高微网供电可靠性，是指发生停电故障时，储能能够将储备的能量供应给终端用户，避免了故障修复过程中的电能中断，以保证供电可靠性。该应用中的储能设备必须具备高质量、高可靠性的要求，具体放电时长主要与安装地点相关。

哪些充电站适合上储能

充电站是否适合配置储能，需要从内外两方面考虑。

1、外部因素

一方面是看当地的峰谷价差是多少，越高越好，行业普遍认为超过0.7元/度，是适合上储能的，因此像上海、浙江、江苏、广东等地都符合这个条件。

另一方面要看当地对于储能的管理政策和审批流程是怎样的，如果要求过高，导致隐形成本过高，也不适合。

2、内部因素

主要聚焦充电站本身的限制条件。其一，储能需要一定的占地面积，因此充电站内有富裕的边角地方，例如箱变边上，或者是绿化带里。如果要单独占用车位就会增加额外成本。其二，充电站上储能还要有稳定高峰时段充电量，能上多少储能，很大程度取决于充电站能在高峰时段有多少充电量。储能的电是在低电价的时候充的，倘若在高电价的时候无法完成消纳，那就不适合安装储能。换言之，要想实现套利，充电站得在高电价的时候有足够的充电需求。

以珠海举例，上午2小时下午5小时，有7小时的消纳时间，除了高峰时段放电以外的时段都可以充电。峰谷电价差价为：1.2638元/kWh。如果一天的高峰时段的稳定充电量有500度，配置了500度电的储能，通过差价可以盈利600多元，一个月就是18000元。

此外，储能的虚拟增容功能，结合综合EMS管理系统进行统一管理，可以降低负荷的用电峰值，减小对配电的需求，场站的能源管理也会更加灵活。随着可再生能源装机量占比的提升，国内电价的峰谷价差有逐步加大的趋势。从产业发展规律和经济性的角度，“光储充检服”一体化模式是未来帮助能源资源实现zui大化利用的模式和技术。

如何赚钱

1、峰谷套利

在电力价格较低的低谷时段充电，并在电力价格较高的高峰时段放电，通过这种方式赚取差价。这种方式需要较大的峰谷价差，例如1元/小时的峰谷价差，以及较高的放电量，以zui大化收益。

2、新能源并网消纳

结合光伏发电和储能系统，将光伏发电产生的电能储存起来，并在需要时释放，以提高新能源的利用率。

3、配电扩容

当用户的用电需求超过其原有的变压器容量时，储能系统可以快速充电以满足负荷电能需求，降低变压器的使用成本。

4、利用储能系统实现容量管理降低电费

在用电低谷时储存电能，在用电高峰时释放电能，从而减少尖峰功率和zui大需量，降低企业的zui大需量功率，进而降低基本电价和整体电费。

5、市场化需求侧响应

在电力用电紧张时，企业可以采取措施减少用电以平衡供需关系并获得经济补偿。通过使用用户侧储能系统，企业可以获得相应的鼓励价或补贴。

6、电力 交  易

除了提供充电服务收取服务费外，还可以利用储能设备进行电力交 易。例如，在电力价格低谷时储存电能，在电力价格高峰时将电能卖给电网或其他用户以赚取差价。

7、配套服务

充电站还可以提供配套餐饮、停车等附加服务以增加收入。

充电站的“储能账”怎么算

根据储能收益的计算公式【峰谷价差/度电*放电量*年数】，可看出影响储能收益的核心变量包括峰谷价差和在高峰时段可放出去的充电量。峰谷价差的大小直接影响储能度电的收益，而可放电量则主要取决于充电站的运营能力。

根据业内专家的估算，兴建一座电容量为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。

上述分析是在没有政策扶持的情况下进行的。而一些地方，如成都、芜湖等，对于新建的储能项目还提供额外的补贴。

目前，全国各地政府部门已经采取多项措施来支持储能行业的发展。

文件还强调了对拓展新型储能市场应用的支持。对于用户侧新型储能示范项目，自投运次月起按实际放电量给予投资主体不超过0.3元/千瓦时的补贴，补贴累计不超过2年。同一项目的补贴总额zui高不超过300万元。这些政策措施为储能行业的可持续发展提供了有力的支持。

 随着可再生能源装机量占比的提升，国内电价的峰谷价差有逐步加大的趋势。从产业发展规律和经济性的角度，“光储充检服”一体化模式是未来帮助能源资源实现zui大化利用的模式和技术。