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摘要：成品油销售企业以加油站存量场地为基础，开展光储充一体化项目建设，是交通能源转型背景之下盘活资产、拓展电力服务业务的一种可行方式。本文从工程技术角度出发，根据福建地区已发布光储充检一体化地方标准的要求，对加油站场景下光伏、储能、充电三个子系统的方案设计要点进行分析。光伏系统对罩棚和站房屋顶的布设逻辑和安全防护要求进行分析，对加油站危化品场所电池选型的特殊约束和容量配置方法进行分析，对充电系统的功率等级和站点条件的匹配关系进行分析。市场层面整理出充电服务、峰谷套利、绿电消纳、需求响应四个收益结构，结合已有项目运行数据分析收益实现的技术条件。研究表明，加油站光储充项目经济可行性的初步检验已经完成，项目成功之处在于能量管理系统所具有的策略能力而不是单个设备的性能参数。

关键词：加油站；光储充一体化；分布式光伏；综合能源站

引言

加油站网络由原来的单一经营向综合能源服务站转变已经进入了实质性的推进阶段。2026年国内主要成品油销售企业对充电设施建设、光伏铺设、储能配置的投资不断加大，安徽、广东、江苏等地已经建成多个光储充一体化示范项目。工程逻辑十分清楚，加油站有场地条件、电力接入基础和车辆流量优势，光伏提供低成本电力，储能平衡负荷并参与峰谷套利，充电桩捕获交通电动化带来的新增补能需求。但是由于加油站场景具有特殊性，所以技术方案的实施难度比独立充电站或者常规工商业储能项目要高。油气挥发环境给新增电气设备的防爆、安全等级带来了新的要求，储能系统电池的选择直接影响项目的安全审批是否通过。福建省于2026年发布地方标准《光储充检一体化充电基础设施建设规范》，对储能容量在200千瓦时至5兆瓦时、地面充电基础设施技术要求与安全要求作出具体规定，给省内加油站光储充项目提供了可以参考的规范框架。本文主要针对加油站这个特定的场景，从光伏、储能、充电这三个子系统的方案设计入手，结合已经投运项目工程数据和市场表现来分析技术可行性和收益实现条件。研究问题主要集中在两个方面，即在加油站场景中，光储充各个子系统的技术方案与常规场景相比有哪些不同的约束条件；这些约束条件又会对项目经济收益结构产生怎样的影响。

1光伏子系统技术方案

1.1 罩棚与站房屋顶的布设差异

加油站可安装光伏的表面分为罩棚屋顶和站房屋顶两种，结构条件和安全边界不同，布设策略要区别对待。罩棚一般占加油站屋顶面积的大部分，从几百平方米到几千平方米不等，高度为6～7米，结构形式以螺栓球网架或型钢结构为主。罩棚远离加油岛和储罐，属于非防爆区，满足安装光伏组件的安全条件。由于罩棚大多为轻质彩钢屋顶，光伏支架及组件的附加荷载不能超过结构安全范围。常规做法用直立锁边式的铝合金支架，组件阵列按屋面原有的排水倾角来布置，一般为3度到5度。该倾角偏离了光伏的最佳发电角度，但是又没有在网架结构上增加调倾支架的荷载和施工复杂度。罩棚结构设计阶段要计算当地风载荷和雪载荷条件，光伏设施的附加自重和检维修人员负重要计入荷载组合。站房屋顶面积一般小于罩棚，但是结构条件更好。站房大多为混凝土平屋顶，承载能力强，根据当地的纬度来选择最佳的倾角安装组件。站房光伏容量一般在20～50千瓦之间，可做罩棚光伏的备用。需要注意的是，站房屋顶防水保温层在支架基础锚固过程中容易受到损害，一般用配重式基础或者化学锚栓配合防水密封来防止渗漏问题。

1.2 直流侧安全防护要求

加油站光伏系统安全标准比一般的分布式项目要高。光伏组串在光照条件下一直存在600伏到1000伏的直流高压，该电压水平会对屋顶运维人员造成电击危险，在光伏火灾场景下也会对消防灭火作业的安全性产生影响。解决上述问题的技术途径就是组件级快速关断。当逆变器关闭或者交流侧断电的时候，关断装置把组件输出端电压降到安全阈值以下。部分成品油销售企业对于加油站光伏项目所使用的组串式逆变器已经采用了具有快速关断、电弧故障保护等功能的逆变器。组串式逆变器有多个最大功率点跟踪能力，可以满足罩棚和站房不同的朝向、倾角组件并联的要求，也利于分区管理、故障隔离。

2储能子系统技术方案

2.1 加油站场景对电池选型的特殊约束

储能设备在光储充系统里起着削峰填谷、平抑光伏波动、缓冲充电负荷这三个作用。在常规工商业储能场景中，由于成本低、循环寿命长，所以磷酸铁锂电池是主要的产品。加油站场景所引入的额外约束就是油气挥发环境对电池热失控风险的容忍度非常低。传统的液态锂电池的有机电解液是可燃性的，在过充、过热或者机械损伤的情况下，很容易发生热失控。在普通工商业场所，由于电池管理系统、热管理、消防设施等可以对风险进行控制，所以风险是可控的。但是在加油站内，油气挥发环境和电池热失控产生的可燃气体叠加在一起，事故后果的严重程度大大增加。韩国在2025年底颁布的一项实证特例里，把“在加油站内安装储能系统”当作需要进行安全检验的特殊事项，要求申请企业展开定量的风险评价并且接受专家的安全审核。该种监管态度体现了加油站储能安全门槛客观存在的事实。

2.2 技术路线与容量配置

目前有两种技术路线可以供选择。成熟路线为磷酸铁锂电池配合加强安全设计。磷酸铁锂热稳定性好于三元锂，热失控开始温度高。在加油站场景中需要另外设置多级消防系统、防爆型电池管理系统以及独立的储能舱体，舱体与油罐区、加油作业区之间应有符合规范要求的安全距离。福建地方标准对于容量大于200千瓦时的光储充一体化设施有具体的、技术上可行的安全要求和建站规范，可以作为项目设计的技术依据。新兴路线是固态或者半固态电池方案。2026年我国石化公司在苏州投建的聚合物固态电池微电网项目使用的是凝胶态固态电池，电解液含量大幅度减少，热失控危险明显减小。这条路线的优势并不在于能量密度或者循环寿命的极致表现，而在于安全性和工程落地可行性之间的平衡。对于加油站场景来说，储能系统首先要解决的是能否被允许进入的问题，而不是性能是否最优。储能规模要同光伏出力、充电负荷特点相适应。安徽合肥石油大众综合能源站配置了1095千瓦时的储能系统，配以245千瓦的光伏和充换电设施，每天进行两次充放电操作可以达到大约1000千瓦时的负荷调节效果。该工程储能容量是光伏日发电量的1.5到2倍。福建地方标准把光储充检一体化设施的储能容量适用范围定在200千瓦时到5兆瓦时之间，给不同的规模站点留有弹性选择余地。

3充电子系统技术方案

3.1 功率配置与站点条件匹配

充电桩功率等级的选择要和站点电力接入条件、场地空间、目标客户群相适应。加油站充电桩的配置不能只看功率大，还要考虑站点的实际情况。城市建成区加油站容量小、场地狭小，60千瓦到120千瓦直流快充桩比较合适。单站充电车位控制在4-6个，总功率不大于200千瓦，利用现有变压器增容或者配合储能缓冲即可满足。具有独立增容条件、场地宽敞的站点可以配置250千瓦以上快充桩或者液冷超充终端。部分综合能源站已经安装了600千瓦液冷超充设备，为大巴、重卡等大容量电池车辆提供充电服务。

3.2 与光储子系统的功率协同

充电桩属于光储充系统能量流的终端输出装置，它所具备的功率调节性能会影响到整个系统的运行经济状况。在能量管理系统调度之下，充电桩功率输出可以和光伏出力、储能状态实时联动。光伏出力充足的时候，充电桩会优先吸收光伏电力，储能系统处在充电或者待机的状态。光伏出力不足、电价处于高峰时段时，储能系统放电给充电桩供电，减少从电网购电。充电负荷突然增大，超过变压器的容量时，储能系统立即释放能量以缓和负荷压力，不会进行增容或者需求响应限功率。协同逻辑要求充电桩具有功率调节功能或者可以进行分组投切控制。全功率柔性调节的充电桩成本高，对中小型站点可以采用充电桩分组管理的方式，将充电桩分成基本负荷组和可调负荷组，基本负荷组保证基础充电服务，可调负荷组在系统功率紧张的时候降低输出或者停止。

4市场收益结构与实现条件

4.1 收益来源的多层构成

加油站光储充项目收益不能只依靠充电服务费。从已投运项目运行数据来看，收益来源有四个层次。

充电服务费是基础收入，但是利润空间不断收窄。2024年初充电服务费每度电为0.2元到0.3元，到2025年已经降到0.17元左右，扣除设备折旧、场地成本后利润很小。仅靠服务费难以支撑项目投资回收。储能峰谷套利属于第二层收益。采用能量管理系统在谷电时段充电、峰电时段放电，储能系统可以完成每天一次或者两次的充放电循环。安徽石油大众综合能源站的储能系统每天能提供大约1000千瓦时的负荷调节，储能综合收益比常规运行提高了约40%。根据峰谷价差0.6元至0.8元每千瓦时来计算，一定规模的储能系统年套利收益可以达到较高的水平。光伏绿电消纳属于第三层收益。光伏发电代替电网购电所节省的电费就是项目的收益。安徽石油光储充换能源管理系统用人工智能算法实时预测光伏出力曲线，然后自适应调节储能充放策略，使光伏综合发电收益提高60%以上，光伏发电基本实现了就地消纳。需求响应、虚拟电厂属于第四层收益。具有储能和可调充电负荷的站点可以组成虚拟电厂参与电网削峰填谷。安徽石油将光储充资源构建成立体电厂，2026年上半年参加12次填谷响应，总响应功率24188千瓦。V2G反向放电在部分试点地区可以获得补贴，并且加上峰谷价差，一次放电可以获得额外的收益。

4.2 收益实现的关键技术条件

能量管理系统有较强的策略优化能力。光伏出力预测精度、负荷预测准确性、充放电策略的自动程度都会影响到储能套利以及光伏消纳的效果。安徽石油的系统利用人工智能算法对电能的发、储、用全环节进行实时控制和动态优化，使得每一度电的产生、储存、使用都是可见、可控、可优化的。充电桩利用率、周转率属于第二条件。充电桩功率配置越高，如果日均充电次数太少，设备折旧、场地成本就会吞噬掉全部利润。加油站充电桩利用率受站点位置、周边新能源汽车数量、充电服务便捷程度等影响。广东销售在深圳的实践证明，核心城区加油站改造的充电站凭借成本优势和车辆流量基础，充电量可以实现较快爬坡。电网互动通道属于第三条件。需求响应、V2G收益的达成要依赖于站点同电网调度平台之间有通信接口并能做出响应的能力。目前V2G试点在全国各地陆续展开，但是由于双向充电桩的成本、电网接入标准以及调度机制的不完善等问题，导致V2G的规模无法扩大。

结论

加油站光储充一体化项目的工程技术可行，已经通过了诸多工程示范项目的验证。光伏系统组件级安全防护技术比较成熟，在福建地方标准框架内储能选型有了更加具体的约束。技术方案的核心并不在于单个设备是否先进，而在于三个子系统之间功率的协同以及能量的管理。从市场角度来说，项目经济性由原来的只依靠充电服务费收入变为依靠电能运营等多种收益。峰谷套利、绿电消纳、需求响应属于收益的第二、第三支柱。这些收益的产生不是自然而然的，是依靠能量管理系统所具有的策略能力以及同电网之间的互动条件。成品油销售企业项目规划实践中，在可行性研究阶段把能量管理系统技术方案当作评审重点，而不是只考虑设备清单和造价估算。储能电池选型要以安全合规为首要标准，固态或者半固态电池虽然初始投资大一些，但是从加油站场景的审批通过率以及长期的安全风险控制角度来讲，可能有综合的优势。项目推广节奏要和当地峰谷电价政策、需求响应机制、V2G试点条件相适应，不能在收益路径不明朗的地方提前投入。

参考文献

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黄永凯

中国石油天然气股份有限公司福建三明销售分公司