惠大高速元山服务区“光储充”一体化 低碳示范项目

　　一、背景介绍

　　当前，国家大力推进碳达峰碳中和目标，交通运输领域绿色低碳转型迫在眉睫。高速公路服务区是交通网络重要节点，也是能源消耗重要单元。传统服务区能源供应依赖市电，存在用电成本高、绿电利用率低、充电桩不足等问题，难以满足“双碳”目标下交通与能源融合发展需求。

　　为破解难题，惠州交投能源投资有限公司依托惠大高速元山服务区，投资建设“光储充”一体化低碳示范项目。此项目是广东省首个建成的高速服务区“光储充”一体化项目，先后入选国家工信部第四批智能光伏试点示范项目，获评“2025年全国交通与能源融合创新案例•规划管理创新类”。同时，它也是惠州市五个新型储能试点项目之一，旨在通过“分布式光伏 + 储能 + 充电”融合模式，探索交通与能源协同发展新路径，为高速服务区能源结构优化和绿色低碳转型提供示范样本。

　　二、主要做法

　　(一)项目概述

　　项目位于惠大高速元山服务区，总投资约1050万元，2023年7月15日动工，9月25日建成投用。建设内容有1003.2kWp光伏发电系统、860kWh储能系统及4套480kW充电堆，每套含1个液冷超充头、5个快充头，共24个充电车位，均匀分布在服务区东、西两侧。光伏绿电约30%用于服务区生活用电，约70%用于充电桩充电、电池储电及余电上网。

　　项目于2023年7月15日动工，9月25日建成投用。此项目属光伏交通运输领域应用，应用智能光伏产品，融合光伏信息监控管理系统、储能系统能量管理系统等智能手段，构建“分布式光伏+储能+微电网”交通能源系统，为高速服务区提供规模化智能光伏服务，实现高比例绿电自发自用。

　　(二)智能光伏产品应用情况

　　智能设备应用：项目用储能电站搭载智能能源管理设备(EMS与EMS柜)，实时评估光伏发电，预测发电与消纳需求，实现系统消纳最大化。光伏发电满足充电站需求时直接供给，超量则由储能存储备用，达成“光储充”一体化管控。

　　智能集成设计：设计阶段用无人机3D全景建模技术对项目地智能踏勘与建模，精准规避周边建筑对光伏板的遮挡，提升发电效率，确保资源利用最优化。

　　智能运维管理：配备智能光伏发电监控系统，具备运行监测数据采集、远程监控、故障检测等功能，实时掌握设备状态，排查故障和低效单元，降低运维成本，保障项目稳定运行。

　　(三)大数据、互联网和人工智能应用情况

　　元山服务区“光储充”一体化项目采用能源管理EMS系统，通过数据采集与监视(SCADA)、自动发电控制(AGC)与计划、网络应用分析。能量管理系统(EMS)是储能系统的大脑，主要实现能量的安全优化调度。通过对光伏发电和充电行为的大数据预测和预判优化储能控制、调整分布式电源出力和负荷投退策略等，安全、经济、高效地实现了不同应用场景 (电源侧、电网侧、用户侧和辅助服务) 和不同运行方式下的能量管控。

　　(四)智能光伏服务提供情况

　　元山服务区“光储充”一体化低碳示范项目电站作为一种“交能+能源”融合理念的新能源微电站微电网系统，可以为充电设施企业提供持续的绿色电力、解决新能源汽车充电站配电容量不足的问题。

　　通过能量存储和优化配置，元山服务区“光储充”一体化低碳示范项目电站能实现本地能源生产与用能负荷基本平衡，在用电低谷期利用储能装置存储电能，在用电高峰期使用存储好的电能，可以有效的缓解用电高峰时大电流对区域电网的冲击。

主要工艺/技术路线架构图

项目详细设计图

　　(五)创新性

　　高速公路服务区光储充一体化项目是交通与新能源深度融合项目，通过可再生能源“即发、即用、即储”提升新能源汽车充电服务质量。“光”即光伏发电，所发绿色电能用于服务区日常经营、充电桩与储能系统充电及余电上网，高效利用太阳能实现盈利，是项目绿电源头与减排引擎。“储”指储能系统，由储能电池和能源综合管理系统组成，在用电低谷储电、高峰放电实现峰谷套利，还能在光伏电量不足或电网断电时作应急电源，保障用电设备，提高系统可靠性，是绿电仓库和能源管理大脑。“充”是新能源汽车充电站，通过收取充电服务费盈利，是绿电消纳核心和服务窗口。光伏、储能、充电桩通过“源网互助”“荷储互动”协调构建服务区“微型电站”和“微型电网”。服务区充电站结合光伏、储能、充电技术，光伏发电，充电桩充电，储能是能源桥梁。应用“光储充”一体化技术推动能源绿色低碳转型。

　　(六)核心技术特点及运行策略

　　核心技术特点：本方案光储充并离网模式，将光、储、充三部分用光储充智慧EMS系统进行统一管理，在并离网切换模式下组成独立低压交流微电网，使系统可在市电断开的情况下离网运行。储能系统每侧服务区选用2套100kW/215kWh储能柜组成储能电站，每侧储能电站可在离网运行状态下供电;

　　光储充电站运行策略定义：总体策略1、储能系统从电价谷时从电网充电;2、光伏系统发电时，优先给储能系统充电;储能系统充满后可余电上网3、电价高峰时，由光伏系统、储能系统按需供电。4、当下一阶段电价为峰值但储能系统未满电时，可在市电平价阶段给储能充电，在峰值阶段由储能供电。

　　具体策略：白天光伏系统发电，电价处于高峰或者平段，充电站负载较轻时，市电正常运行，系统处于并网运行状态，光伏系统对电动汽车负载供电，余电上网;禁止对储能电站电池充电。白天光伏系统发电，电价处于高峰或者平段，充电站负载较重时，市电正常运行，系统处于并网运行状态，光伏系统及储能电站同对电动汽车负载供电;禁止对储能电站电池充电。阴雨天或者晚上光伏系统不发电，电价处于谷时段，充电站负载较轻时，市电正常运行，系统处于并网运行状态，市电直接对电动汽车负载供电，市电作为主供电源;市电对储能电站电池充电。阴雨天或者晚上光伏系统不发电，电价处于谷时段，充电站负载较重时，市电正常运行，系统处于并网运行状态，市电及储能电站系统同时对电动汽车负载供电，市电作为主供电源;市电对储能电站电池充电。白天光伏系统发电时，市电退出运行或断电，系统处于离网运行状态，光伏系统及储能电站同时对电动汽车负载供电。阴雨天或者晚上光伏系统不发电时，市电退出运行或断电，系统处于离网运行状态，储能电站直接对电动汽车负载供电。

　　通过光储充智慧EMS管理系统的智慧管理，较传统能源管理系统，储能使用效率提高20%以上，充电桩绿电使用率提高10%以上。

　　三、取得成效

　　(一)经济效益

　　电费成本显著降低：项目投运前，服务区能源供应完全依赖市电，用电成本较高;2025年上半年光伏发电量约49.5万度，其中21.6万度自用，减少市电消耗，降低电费支出，同时27.9万度余电上网，获得售电收益。

　　储能套利空间充足：依托当地峰谷电价差，储能系统通过 “谷储峰放” 模式实现电价套利，2025年上半年充电量约16.8万度、放电量约14.5万度。

　　充电服务收益稳定：项目配备多类型充电设施及充足充电车位，可满足大量新能源汽车充电需求，2025年上半年，24个充电车位累计充电3.7万次，充电量达61.5万度，持续获取稳定的充电服务收益。

　　(二)社会效益

　　解决民生充电难题：项目提供24个智能充电车位，配超充、快充设施，“即发、即用、即储”降低损耗，解决新能源车充电难、久问题，提升出行满意度，2025年上半年服务充电3.7万次，成效显著。

　　推动 “双碳” 目标落地：项目用光伏发电实现清洁能源利用，2025年上半年发电49.5万度，减少传统能源消耗与交通碳排放;储能系统“削峰填谷”减电网峰时负荷，助力能源结构优化，支撑国家“双碳”战略。

　　提供可复制示范模式：作为广东省首个高速服务区“光储充”一体化项目，在技术、模式、管理等方面形成成熟经验，为广东及全国同类场景提供范例，推动“交通 + 新能源”融合发展。