光伏加充电的度电成本怎么算：组件价格只是其中一项

聊光储充项目时，最常被问到的一句话是“你这一度电多少钱”。这个问题看似简单，其实很容易答错——光伏的度电成本、储能的度电成本、充电服务的度电成本，是三件不同的事，混在一起算就会出现“光伏两毛钱一度，充电一块钱一度，所以赚八毛”的粗糙结论。《中国能源报》在《光储充一体化持续升温》的报道中，既点出了光伏发电成本下降带来的推动力，也提醒了一个更关键的变量：如果终端充电需求不足，项目的盈利性会大打折扣。这篇文章想做的，就是把光储充场站的度电成本拆成可分别核算的几项，说清楚哪些是能算准的，哪些是最容易被高估的。

上述行业分析师建议，企业进入光储充领域，要充分发挥自身在土地资源、设备研发制造、用户等方面的优势，并进行资源整合，找到可良好运行的商业合作方式，发挥各自所长，降低相关成本。“光伏发电成本的降低是各方大力推广光储充电站的动力之一，不需要连接到电网，直接通过充电桩将电能卖给用户，具有较好的收益。但如果终端电力销售不及预期，即没有足够多的车来充电，整个项目盈利性也会大打折扣，因此企业在电站建设和运营上需要充分考量当地充电需求，这会影响其经济效益和可持续性。”彭澎指出，“总体看，光储充一体化在一些特定区域存在较大发展潜力，但加配储能对整体选址可能会产生一定限制，比如城市中大量停车场位于商业体地下，缺乏光伏安装条件。”另有观点指出，在长期运营中，光储充一体化充电站可采取更多元化的盈利模式，获取更大的盈利空间。今年2月，华为推出“光储充1+4+X”融合方案，通过光储充协同调度，降低变压器容量约40%，提升光伏发电自消纳比例约50%，降容增效。通过储能削峰填谷，平移充电需求，降低充电成本约20%。提升充电桩的使用率约30%，由此带来更多收益。

度电成本的三层口径不能混着算
第一层是光伏发电的度电成本，口径是项目全生命周期总投资除以累计发电量，通常用平准化度电成本衡量，包含组件、逆变器、支架、车棚钢结构、施工、土地或屋顶成本、运维与财务费用。第二层是经过储能之后的度电成本，也就是“谷电加储能损耗”或“光电经储能平移后”的综合到桩成本，需要计入储能系统的投资分摊、充放电损耗和容量衰减。第三层是场站的度电运营成本，包括购电成本、需量电费分摊、运维人工、平台服务费、支付通道费和场地租金。很多测算把第一层直接当成最终成本，忽略了第二层的储能损耗和第三层的固定费用分摊，结果就是账面收益明显好于实际。正确的做法是按三层分别核算，最后合并成“到桩综合度电成本”，再与售电价格比较。

自消纳比例是决定性的变量
光伏度电成本再低，如果发的电卖不出去或者只能低价上网，对项目的贡献就有限。报道中提到，通过光储充协同调度可提升光伏发电自消纳比例约50%，这个数字之所以关键，是因为自消纳部分替代的是工商业到户电价，而余电上网部分拿到的是新能源上网价格，两者差距显著。提高自消纳比例的手段有三类：一是负荷匹配，把充电引导到光伏大发的白天时段，通过分时服务费鼓励日间充电；二是配储平移，把白天的光伏电量存到夜间充电高峰使用；三是控制装机规模，不盲目追求满铺，让装机与实际负荷相称。需要提醒的是，自消纳比例的估算必须基于小时级负荷曲线做逐时匹配，用“年发电量除以年用电量”粗算会严重高估，具体比例以项目测算为准。

储能带来的降容与削峰收益
报道中给出的一组数据很能说明储能的价值：通过光储充协同调度，降低变压器容量约40%；通过储能削峰填谷、平移充电需求，降低充电成本约20%；提升充电桩使用率约30%。这三项分别对应三类收益。降容收益体现在报装容量和基本电费上，对新建场站是资本开支的节省，对既有场站是扩容需求的延缓。削峰收益体现在电量电费上，即用低谷电价充的电替代尖峰电价买的电。使用率提升则属于间接收益——配电容量限制了可装的终端数量，配储之后同样的容量可以服务更多车，单站营收上限被抬高。这三项中，降容和使用率提升常被漏算，而它们在充电需求旺盛的场站里往往比削峰收益更可观。

利用率：最容易被高估的一项
报道引用彭澎的观点提醒得很实在：如果终端电力销售不及预期，即没有足够多的车来充电，整个项目盈利性会大打折扣。这句话指向的是充电站行业最普遍的风险——利用率假设过于乐观。测算时常见的错误包括：按车位数量乘以理想周转次数估算充电量，忽略夜间和淡季的空档；把规划中的车辆电动化进度当成当期现实；忽略周边竞品场站分流。稳妥的做法是分层取值：先按现状同类场站的实测利用率做基准情景，再按保守的增长率做爬坡，三到五年达到设计值。光伏和储能的收益都建立在充电量之上，充电量一旦打折，度电成本中的固定费用分摊会迅速上升，项目回收期会被显著拉长。

多元化收益与测算口径
报道指出，光储充一体化充电站在长期运营中可采取更多元化的盈利模式。除了充电服务费与电费价差，可能的补充收益还包括：绿证交易带来的环境权益收入、参与需求响应获得的补贴、以及为园区提供能碳管理服务带来的增值收入。这些收益的共同特点是依赖当地政策和市场成熟度，不确定性高于电费类收益。因此建议按两档处理：电费类收益（自消纳替代、削峰价差、需量管理）按现行价格实算，作为回收期的主体依据；政策类收益（绿证、需求响应、辅助服务）按保守口径单列，作为 upside 情景说明，不计入基准回收期。东上新能源·东电汇充为客户出具的光储充方案测算，采用的就是这个分层口径，所有数字以项目测算为准。

原文来源：《中国能源报》：光储充一体化持续升温（2024年10月14日 第14版）

光储充项目的度电成本，不是一个数字，而是一组数字。光伏发多少、自消纳多少、储能损耗多少、固定费用分摊多少、场站实际充出去多少度，每一项都要单独核算。把这几项算清楚，比争论组件单价涨跌更有意义。东上新能源·东电汇充在烟台承接车棚光伏与光储充一体化项目，按实测负荷与场地条件出具分层测算，不承诺固定回收期，具体以项目测算为准。

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