光储充一体化是一种集光伏发电、储能系统和充电设施为一体的综合能源解决方案。光储充一体化的工作原理是利用光伏发电，余电由储能设备存储，一同承担供电充电任务；可在用电高峰电站可给电网供电，在用电低谷则给自身或电动汽车充电，起到削峰填谷的作用。通过智能控制管理系统协调运行，光储充一体化能轻松实现“发电-配电-储电-充电”的高效循环，形成清洁能源自发自用、余电存储、智能调度的闭环系统。
光储充一体化系统以光伏发电系统、储能系统、充电系统为主要组成部分，能量管理系统作为光储充一体化系统的“大脑”，负责协调各子系统的运行，实现能量的优化调度和管理。其中，光伏发电系统是系统的电力供应源头；储能系统用于调节电力供需平衡，存储多余电能并在需要时释放；充电系统主要为电动汽车等用电设备提供充电服务；能量管理系统基本功能包括数据采集与处理、能量优化调度和协调控制、故障诊断与保护等。此外，还包括电网接入系统、监控与通信系统、安全防护系统、配电系统、场站标识及配套系统等。
光储充一体化已从单一能源互补转向多场景协同，成为新型电力系统的关键支撑。该模式主要使用在在集中式充电站、产业园区、商业综合体、办公区、医院、数据中心、城市充电站、高速公路充电站、停车场、交通枢纽等场景，特别是满足偏远地区和电网覆盖不足区域的自发自用、自给自足的需求；户外移动电子设备充电目前也已逐渐开始普及；港口、民航等特种场景需求亦呈爆发态势。
例如衡阳松木经济开发区光储充一体化项目规划覆盖园区33万平方米厂房屋顶，通过分阶段实施形成65854.10KW光伏装机容量，配套建设3MW/6MWH储能电站及120个双枪快充桩，形成“自发自用、余电储存、灵活调配”的能源闭环，以创新模式破解工业园区能源困局；湖州市长兴公交总站光储充一体化公交充电站通过模块化充电单元设计，可同时满足64辆新能源公交车的快充需求。
近些年来，一系列“光储充一体化”相关鼓励政策的加速出台，推动行业进入规模化发展阶段。2020年，国务院发布《新能源汽车产业高质量发展规划（2021-2035年）》，明白准确地提出“光储充放多功能综合一体站”建设要求。随后国家有关政策陆续推出，主要内容为试点应用、规模化推广、新型储能市场化发展等方面。部分地区也推出了相关鼓励政策，例如2025年1月，上海市发布《新型储能示范引领创新发展工作方案（2025-2030年）》，明确将光储充一体化充电站列为重点应用场景，推动分布式光伏与储能系统协同，通过峰谷电价差、土地税收优惠等政策工具推动项目落地。政策的扶植为光储充一体化的发展提供了充足的发展养分。
在市场需求、技术革新和多地政策推动下，全球光储充一体化项目正呈现出大规模推进的态势。2024年全球光储充市场收入预计达到11,342.41百万块钱，未来五年保持19.6%的年复合增长率。
2024年中国光储充一体化市场规模已达680亿元，同比增长62%，远超全球平均增速。华东、华南地区因新能源汽车渗透率高（分别达38%和35%）、分布式光伏装机量大，占据市场主导地位，合计份额超60%。（数据来源：中国信息化周报）
市场竞争格局方面，光储充一体化呈现出“头部强、多元化”发展的特点。国内外企业纷纷进入该领域，其中全球前十强厂商占据约70%的市场占有率，推出各种光储充一体化产品和解决方案，以争夺市场份额。
头部企业：阳光电源、华为数字能源、宁德时代、特斯拉等头部企业依托强大的研发技术能力和市场布局，占据国内市场的核心地位。
充电运营商：特来电、星星充电等充电运营商，加速“光储充检”模式落地，2024年新增储能配比超1.5GWh。
跨界玩家：如比亚迪依托汽车市场基础，2024年储能业务营收同比增长120%。
区域性企业：如地方能源集团、交投集团等国企，地方相关科技型企业等，凭借区域性资源优势，聚焦细分场景（如工业园区、高速服务区等），通过差异化服务争夺长尾市场。
光储充一体化项目的主要建设内容有光伏发电系统、储能系统和充电系统。表2展示了光储充一体化的主要成本项目和示例单价，但真实的操作中还会存在电网接入成本、地区差异、政策补贴等项目；表3展示了各地区现有项目案例，包括建设内容及投资总成本。
光储充一体化项目的投资主体主要划分为政府主导、企业自主投资以及政府和社会资本合作，不同投资主体的融资方式较为多样化（见表4）。鉴于光储充一体化项目在规模、场景、收益模式上的差异，单一投资或融资模式可能难以适配所有需求。因此，需结合项目具体特征，灵活综合运用多种模式，以优化资源配置、降低风险，推动项目高效落地与可持续运营。
政府主导投资模式下的光储充一体化项目通常以公共服务、基础设施升级或区域能源转型等政策导向为目标，资金多来自财政拨款、专项债券及政策性贷款。该模式下的项目更注重社会效益与民生价值，其运营多依托国企或指定单位，强调标准化建设与长期稳定运营，收益优先用于覆盖成本及再投资，是推动区域绿色能源普及的重要抓手。
以政府部门为实施主体，利用财政资金直接进行建设投资。该模式一般适用于公益性较强、收益回报时间比较久或示范性质的项目，如服务于公共交通的充电站（公交、出租车专用）、偏远地区、乡镇或欠发达地区的光储充设施等。
优势是政府资金充足，能保障项目顺利实施；可统筹协调各方资源，加快项目落地；能体现政府在新能源领域的政策导向，起到示范引领作用。劣势是可能会给政府带来较大财政压力；决策流程较长，项目实施效率可能受影响。
项目位于建德市下涯镇钟潭路2号，集光伏、储能、充电、放电四大功能于一体，通过智慧能源管理系统对园区与充电站用电进行智能化整合、调配和管理，最终实现园区用电零碳排放。
建设内容：项目共配备有光伏0.5715MW（其中园区屋顶光伏0.5071MW，充电站车棚光伏0.0644MW），储能100kw/232kwh，充电960kw（快充11台，超充1台），充放电V2G设备1台。
收益来源：通过对园区节能降费、对新能源车主提供充电服务、交易多余绿电以及参与国网电力需求响应等获得综合投资回报，投资回收期约5-6年。在用能成本方面，太阳能绿电每年可节省超40万以上、储能设备每年可降低约8万的用电成本；示范园区上线%的用电成本，减少二氧化碳排放309吨。在充电服务方面，平均每年可为2万车次新能源车主提供快充服务。
政府通过发行专项债券筹集资金，以项目未来产生的收益作为还本付息的大多数来自，本质是“政府信用背书+项目收益偿还”的融资方式，属于政府规范举债的重要方法。发行专项债的项目需满足以下两个条件：1）项目具有稳定收益来源；2）项目具有一定公益属性。
优势是资金成本低，政策支持力度大，能够带动社会资本，融资规模大；劣势是审批门槛高，需满足财政部“资金跟着项目走”原则，项目需具备明确收益机制、完成可行性研究及环评，审批流程复杂；资金使用不灵活，必须按批复用途使用，不得擅自调整建设内容或挪作他用等。
山东省威海市“光储充换数字一体化新基建”项目单位为威海市金贸新能源有限公司（威海第二热电有限公司的全资子公司），项目建设期2年。
建设内容：5个新能源汽车快充站、1座新能源重卡换电站、2座新能源乘用车换电站、2个分布式光伏发电场站等。项目融合变电站、配电站、光伏场站、电动汽车充放电站、新能源重卡换电站，光伏发电总装机容量2030kW，年发电量约97万kWh；着力打造源网荷储微网生态新高地，实现能源流、业务流、数据流融合互动，建成数字新基建的典型项目。
投资情况：资金筹措方式包括地方政府配套资金及政府债券，其中政府配套资金2300.00万元，占总投资比例20.00%，发行专项债券8200.00万元，占总投资比例80.00%。
收入来源：充电桩服务费收入、光伏充电场站现金流入、重卡换电站现金流入、新能源乘用车换电站现金流入。
政府通过协调政策性银行（如国家开发银行、中国农业发展银行、中国进出口银行等），向光储充一体化项目提供低息、长期贷款。该模式以政府政策导向为核心，具有“政策扶持+低息优惠+政府增信”的特点。贷款资金区别于商业银行以盈利为目的的市场化贷款，适用于国家级/省级重点示范项目、区域基础设施与民生工程、跨区域、长周期大型项目等。
优势是贷款利率低、贷款周期长，融资方案灵活等；劣势是审批流程复杂，需通过政策性银行内部评审且审批周期较长，对项目要求严格，资金使用限制多，对借款主体企业资质要求高。
本项目是四川省首个全域光储充一体化实施的创新型项目，建筑设计企业是成都市天府水城环境资产管理有限公司（金堂县国资）。
建设内容：包括充电桩、光伏及其储能配套建设。充电桩方面，规划约255个充电设施点，新建共计3794个充电桩；光伏及其储能配套方面，利用商业、工业园区、污水厂区、党政机关等公共建筑以及部分商业用房闲置屋顶和地面空间安装分布式光伏系统，总安装面积约39.92万㎡，安装功率约为60MW；储能部分共计13个点位建设储能设备，单个安装功率约为1MW，共计安装13MW。
投资情况：2024年国家开发银行行四川省分行在川投放贷款1688亿元，本项目是该行投资的项目之一。
企业自主投资模式是由企业作为投资主体，自主决策、自筹资金、自担风险，独立承担项目规划、建设及运营的投融资模式。该模式以企业市场化行为为核心，区别于政府主导模式下的带有政策引导性质的投资方式，更注重项目的商业可行性和投资回报。
从企业性质上来看，投资主体包括民企、国企和央企。能源民企通常具备灵活性和创造新兴事物的能力，能快速适应市场变化，并运用先进的技术提高项目效益；国央企则在资源和资金方面具备优势，有能力投入大规模的资金和资源，确保项目的可持续发展。
从企业类型上看，投资主体最重要的包含以下几种类型：1）能源产业链核心企业，如光伏领域的隆基绿能、晶科能源，储能领域的宁德时代、比亚迪储能，充电桩领域的特来电、万马股份等，这类企业具有一定技术优势；2）综合能源服务企业，多为国企、地方国企或大型民企，如国家电投、豫能控股、新奥能源等，这类企业一般投资城市级或园区级光储充一体化网络，收益模式更加多元化；3）交通与出行服务企业，例如特斯拉、小鹏汽车等；4）别的类型的投资建设主体还包括工商业园区运营企业、建筑于地产企业、跨界投资企业等。在实践操作中，单个项目的开发主体未必单一，也可能由多个相同或不同性质的主体携手合作开发，以此来实现资源互补、效率提升。如表5，展示了部分不同性质企业投资主体的项目案例。
企业自主投融资模式众多，包括企业自有资金投资、银行贷款、企业与企业之间的股权合作、绿色债券、收益权融资、融资租赁、政策性银行转贷款和合同能源管理等模式。根据公司和项目自身的经营状况、规模、诉求等不同因素，企业需考虑选择正真适合的投融资模式。
企业通过自身资本金直接投入光储充一体化项目，无需依赖外部融资。一般适用于中小型项目、高盈利项目、企业战略布局项目、现金流充裕的大规模的公司综合能源项目等。
优势是决策灵活、无融资成本；劣势是对企业资金实力要求极高，且风险完全自担，因此更常见于大型央国企、产业链龙头或现金流稳定的上市公司。
豫能控股是河南省唯一一家集火力发电、新能源、储能（抽水蓄能）、煤炭贸易物流及综合能源服务于一体的省属综合能源上市公司，控制股权的人为河南投资集团有限公司。20224年4月，河南豫能控股股份有限公司发布了重要的公告，将利用2个子公司的自有资金（100%）分别对外投资1个光储项目和1个光储充一体化项目，其中濮阳市高铁站综合能源项目由其子公司濮阳豫能发电有限责任公司投资建设。
投资情况：项目总投资1531.66万元，资产金额来源全部为濮阳豫能发电有限责任公司自有资金，建设工期3个月。
通过向商业银行等金融机构申请经营性贷款或项目专项贷款，以筹集项目建设及运营资金，对企业资质、信誉、成长性等要求比较高，是光伏相关项目主要的融资模式之一。适用于商业化成熟度较高、规模适中的中小型项目。贷款比例最高不超过总投资额的80%，利息费用较低，且资产金额来源稳定，但会增加企业负担债务，带来潜在的财务风险。目前，多家银行推出“光伏贷”，助力企业分布式光伏建设。
永定区全域旅游景区新能源项目具体包括了龙湖景区、初溪土楼景区和高北土楼景区等5个子项目，于2023年7月立项。
建设内容：利用永定区全域旅游现有资产、景区景点建筑屋面及停车场搭设钢架棚顶，铺设光伏装机规模约16.8mw；配套设置光储充检一体化储能系统，预计储能容量为6500kw.h；同时，在初溪土楼等景区设置充电桩约250个。
投资情况：预计总投资约1.5亿元，由厦门银行龙岩永定支行承办，获批“光伏贷”8000万元，并实现首笔贷款落地，后续将根据项目实际陆续提用。
由两家或多家企业通过共同出资成立项目公司，以股权比例分配投资收益、共担风险。各方可以以货币出资、技术入股或资源置换等形式注资。适用于技术密集型、复合型或规模化商业运营项目。
优势是资源整合高效，能轻松实现降本增效、拓展市场资源，投资风险分散，融资能力提升；劣势是有几率存在利益冲突风险、决策风险和退出风险等。
联创煤炭罕台川北站煤炭物流园“光-储-充”一体化项目是为鄂尔多斯市联创煤炭罕台川北站煤炭物流园提供分布式光伏电站项目EPC工程建设和运维服务，涵盖光伏发电、储能系统、智能充电及能源管理云平台的全链条技术服务。
建设内容：规划光伏装机容量270MW，聚焦煤炭物流环节的深度脱碳，涵盖煤炭物流园区和集运站两大核心应用场景，匹配兆瓦级充电桩和储能设备，预计年均发电量约4.84亿度。
投资情况：国能互通内蒙古网络科技有限公司与森特股份组成了合资公司，即森特互通（鄂尔多斯）新能源科技有限公司，作为联创煤炭罕台川北站煤炭物流园“光-储-充”一体化项目的投建者，项目总投资约10.3亿元。
企业募集资金专门用于符合相关规定条件的绿色项目或为这些项目进行再融资的债券工具，光储充一体化项目也属于绿色项目之一。适用于建设绿色项目、主体信用评级高、存在行业竞争优势的企业。
优势是利率较低，审批效率较高；劣势是资金用途严格，且会建立专门的资金账户进行封闭式管理。
广西北部湾投资集团有限公司于2024年3月5日面向专业投资者公开发行公司债券，当期发行金额不超过3亿元（含3亿元），债券期限为5年期。广西北投农产品投资开发有限公司园区“光储充”能源一体化项目为该绿色公司债券的使用项目之一。项目实施主体为广西北投宾新能源有限公司（北投能源集团全资子公司）。项目工程建设期为2024年4月-2025年2月。
建设内容：总占用面积约为99218㎡，规划光伏总装机容量约为 14.376MWp（以实际设计安装规模为准），充电桩为600kW12枪超充充电桩 （600kW*2+250kW*10），储能为1套200kWh储能装置。
投资情况：估算总投资额5392.18万元（项目用地采用租地方式，无需办理土地证；土地费用计入经营成本，不计入项目总投资），其中静态投资5290.37万元，铺底流动资金12.94万元，建设期贷款利息88.88万元。项目单瓦静态投资3.6元，单瓦动态投资3.75元。
收入来源：本项目为政府指导定价机制，按照广西壮族自治区物价局文件《广西壮族 自治区物价局关于合理调整电价结构有关事项的通知》（桂价格【2017】34 号），光伏上网电价为0.42/kwh。项目运营期25年，回收期20.45年，内部收益率为6.01%。
企业以光储充一体化项目未来的经营性收益权作为还款来源，向金融机构或投资者融资。适用于现金流稳定的项目。
优势是融资门槛较低，无需足额固定资产抵押，适合轻资产企业，对企业主体信用要求低于传统贷款；可盘活存量资产，优化财务结构；资金用途灵活，可用于项目扩建、设备升级等，不受传统贷款“专款专用”限制。劣势是随着电价政策调整、充电量没有到达预期、电力市场交易价格波动等情况存在收益波动风险；增信措施复杂，金融机构通常要求多重增信，收益权质押也需办理登记公示；融资成本相比来说较高等。
2024年8月，通过人工智能+区块链+AIoT技术的深层次地融合，朗新集团与蚂蚁数科合作在香港完成国内首单基于新能源实体资产RWA（即实物资产通证化），金额约1亿元人民币，该资金将用于新能源领域的储能和充电桩产业，为数千家中小型储能、充电桩运营商提供建设、运营支持。
其中，朗新旗下聚合充电平台新电途作为新能源数字化平台的运营方和服务方，将平台上运营的9000个充电桩作为RWA锚定资产，基于可信数据在区块链上发行“充电桩”数字资产，每一个数字资产代表对应充电桩的部分收益权。蚂蚁数科旗下蚂蚁链提供技术上的支持，确保资产链上数据的安全、透明和不可篡改。这一创新做法大幅度的提升资产管理的效率和风险控制能力，同时为投资者打造了一个清晰可信的绿色投资环境。
集融资和融物于一体的新型金融理财产品，最重要的包含直接租赁和售后回租两种模式。直接租赁模式适用于拥有自有厂房的工商业和中小型项目。目前市场上已有多家融资租赁公司布局风光水电、储能业务，助力企业建设光伏、风电、储能电站等。
优势是资产金额来源灵活，限制条件少，融资相对容易；劣势是租赁开始时需要支付一定保证金，EPC承包商选择权受限等。
中交租赁携手集团在上海设立的战新产业平台共同推出了高速公路绿色低碳化“光储充”租赁项目，旨在通过融资租赁的方式，加速“交通+能源”业务场景的落地，推动交通运输行业的绿色低碳转型。
建设内容：项目利用高速公路服务区、隧道等场景打造包含分布式光伏系统、充电桩系统在内的源网荷储一体化微电网，涉及六条高速公路项目及两个产业园区项目。项目攻克高速公路区域场景设计施工安装技术难点，优化项目成本，并在产业园区车库配套了直流快充及交流慢充充电设施，总装机容量约为21.21MW。
投资情况：项目针对高速公路及产业园区分布式光伏项目单体项目装机规模小、区域分散等特点，抓住单一项目贷款程序繁琐、审批周期较长等推进痛点，利用银组产品差异化优势，达成租赁业务合作。项目综合授信金额2亿元，首批于2024年12月完成投放，投放金额超6000万元。
效益：项目预计年发电量可达2426万度，建成后每年可节约标准煤耗7957吨，减少二氧化碳排放24189吨，绿色经济效益显著。从社会效益来看，交能融合能有实际效果的减少对传统化石能源的依赖，降低碳排放，对改善区域生态环境、推动绿色交通发展具备极其重大意义。
政策性银行直接贷款一般适用大型国企、城投平台主导的战略性项目，或需兼顾社会效益与经济效益的民生工程。由于政策性银行的自身局限性与基层覆盖不足，而地方金融机构具有渠道与灵活性优势，可能会通过政策性银行转贷款的方式引导资金流向乡村振兴光储充、欠发达地区新能源等政策重点领域，且转贷款可要求地方银行降低对企业的抵押要求，缓解民企、合作社等主体的融资难问题。政策性银行转贷款模式适用于县域或农村光储充项目、中小民企投资项目等。
优势是政策资金下沉、效率提升，地方银行可根据本地实际调整贷款条件，灵活性与适应性相比政策性银行直接贷款更强；劣势是成本传导链条变长，政策意图衰减风险，责任划分模糊等。
淮州新城分布式光储充一体化综合能源（成阿及智造新谷）项目为金堂县分布式光伏发电项目的子项目，华夏银行利用世界银行贷款“中国可再次生产的能源和电池储能促进项目”资金来支持淮州新城这一个项目。2023年6月29日，华夏银行成都分行向成都淮州新城能源科技有限公司（金堂县国资）发放了629万元贷款，这是该行第一笔世界银行转贷款项目实现投放。该项目是快速推进淮州新城基础设施和公共配套服务项目建设的重要引擎，其光伏部分发电量8450MWh，每年可减少二氧化碳排放约6370吨。
能源服务企业与光储充项目业主签署协议，约定能源管理目标的一种业务模式；是由用能企业提出对应需求，由能源服务企业提供服务，用能企业以节能效益支付能源服务企业的投入及其合理利润。适用于高能耗且电价敏感的工商企业项目、公共建筑与基础设施项目、老旧小区与商业综合体改造等。
优势是业主零前期投入、风险低，能源服务企业专业化运营，收益共享机制灵活等；劣势是业主与能源服务公司存在利益博弈，收益分成周期长，能源服务公司金钱上的压力大等。
福田投控全资子公司深圳市福新双碳产业运营管理有限公司是福田区委大院光储充柔一体化停车场项目的顶层方案规划者、项目实施建设者和项目建成后的运营者。
建设内容：项目位于福田区委大院南侧，光伏建设约2500平方米，装机容量为500千瓦，年发电量约52万千瓦时。
投资情况：福田区机关事务管理局积极探索创新节能服务模式，充分的发挥市场化机制作用，引入社会资本共建。项目采用合同能源管理方式实施，所需建设资金全部由社会投资，所发绿电效益由业主与节能服务商共同分享，实现了多赢局面，充分调动各方面积极性。该项目从开工建设到并网发电投产，建设周期仅用时129天。
根据《基础设施和公用事业特许经营管理办法》（六部委令第17号）（2024年5月1日开始实施），特许经营应聚焦使用者付费；建设期政府补贴应当符合法律和法规的普适性预算资金支持，运营期政府补贴只能补贴经营成本；特许经营期限原则上不超过40年；在保障项目质量和产出（服务）效果的前提下，应通过加强管理、减少相关成本、提升效率、积极创新等获得的额外收益，主要归特许经营者所有。
光储充一体化项目的特许经营模式适用场景一般满足公共属性强、投资规模大、运营周期长、收益可预测等特征；一般利用政府所在地可控可利用的存量资源，扩大再次生产的能源扩利用。可供利用的存量资源最重要的包含：1）屋顶资源，如党政机关、学校、医院、国有企业、事业单位、农贸市场等相关单位的建筑物屋顶；2）服务区、公用停车场和交通枢纽等。政府将控制行政区域内的存量资源转让给特许经营者，特许经营者向政府或企业方支付特许经营费，在一定期限内利用存量资源建设光储充一体化项目，并取得营收，期满后将该项目无偿、完好的一并移交给实施机构或政府指定部门。
优势是政府能减轻财政压力，聚焦监管；项目从建设到运营全周期统筹，效率更加高；长期特许期限也可以保障公共服务的可持续性；但企业在获得长期稳定收益时，也可能面临长期运营风险。
建设内容：项目计划利用衡阳市高新区管委会可控的写字楼、厂房、学校、保障性住房等建筑物屋顶及停车场建设“光储充”系统。项目主要组成部分包括：1）光伏发电系统。项目光伏发电建筑屋顶面积123.20万㎡，公共停车场分布式光伏面积12.58万㎡，采用分块发电、集中并网方案，将系统分成80个光伏并网发电单元，光伏总安装规模为160MW。2）储能系统。新建分布式储能电站32个，规模合计为25MW/100MWh。3）充电桩。项目规划安装120kW直流充电桩（双枪快充）1883台，可满足3766个车位充电需求。
特许营业范围：本项目特许营业范围为衡阳市高新区管委会可控的写字楼、厂房、学校、保障性住房等建筑物屋顶及停车场。
特许经营内容：本项目特许经营期内，项目公司享有上述特许经营范围内光储充设施的规划、设计、投融资、建设和运营维护权。
特许经营期：本项目特许经营期限（含建设期和运营期）拟定为30年，其中建设期2年，整体运营期为29年（运营期与建设期重叠1年）。
回报机制：本项目回报机制为“使用者付费”，不涉及政府可行性缺口补助，不新增政府财政支出。特许经营期内，特许经营项目公司在特许经营范围内经营分布式光伏发电设施、储能设施及充电桩，向电力用户和电网企业来提供电力，收取电费；为新能源汽车充电，收取充电费。
运行机制：1）中标者在合作期内特许经营项目公司需按照《特许经营协议》要求向市财政局支付特许经营权出让费；2）项目分批建设完成并验收后，特许经营项目公司向供电公司申请并网发电，按照“自发自用、余电上网”的模式，项目公司向用户和供电企业来提供光伏供电和汽车充电服务，通过使用者付费回收投资所需成本并获得合理收益；3）服务收费标准依照国家、省市相关规定及《特许经营协议》相关约定执行；4）政府方不干涉项目公司正常经营，对项目收费及服务质量做监督；5）在特许经营合作期满后，特许经营项目公司需将项目相关资产完好、无抵（质）押、无偿的移交给高新区管委会或其指定机构；6）如果特许经营期限届满重新选择特许经营者的，在同等条件下，原特许经营者优先获得特许经营。
政府（或其下属国有平台公司）与社会资本（如能源企业、投资机构）通过共同出资设立项目公司，按约定比例持有股权，联合开展项目的投资、建设、运营及收益分配。股权合作模式适用于大中型投资规模、具有一定市场化程度、需平衡公共利益与企业收益的项目。
该模式的优点是各方承担不同的功能，实现优势互补、风险共担以及资源的高效整合。其中，能源公司掌握相关核心技术并具备新能源相关业务建设、管理、运营经验等，提高合资公司的市场之间的竞争能力；地方政府控股企业具有地方政府背景，拥有资源优势，与其合作有助于合理规避政策风险、获取上网指标，进一步开拓市场，提高项目相关手续的办理效率；金融公司具备拥有相关资本运作经验和资金优势，可解决部分资金难题。但也也许会出现多方因目标差异导致决策拖延，因利益分配而引发争议等矛盾。
苏州工业园区光储充一体化项目是江苏省首个集成分布式光伏、储能系统及电动汽车充电桩的综合能源示范工程，年发电量约2.5亿kWh；项目于2024年1月开工，2025年6月投运，项目采用“自发自用+余电上网”模式。
建设内容：项目装机容量为10MW光伏+15MWh储能+30台快充桩，覆盖工业园区生产负荷与电动运输车辆充电需求，年发电量2.5亿kWh，新能源消纳比例超50%。
投资情况：总投资3.2亿元，单位成本约1.28元/Wh（含储能系统），其中：光伏设备占比45%（1.44亿元）；储能系统占比35%（1.12亿元）；充电桩及智能运维占比20%（0.64亿元）。
股权融资：苏州工业园区管委会（持股40%，出资1.28亿元）、中新集团（持股30%，出资0.96亿元）、产业投资基金（持股30%，出资0.96亿元），合计3.2亿元（占比70%）。
债权融资：江苏银行绿色贷款（利率3.9%）、国家开发银行专项贷款（利率3.5%），合计1.28亿元（占比30%）
收入来源：具体包括：1）发电收入：执行江苏省工商业电价0.43元/kWh（含地方补贴0.06元/kWh），年收入1.075亿元；2）峰谷套利：储能系统每日两次充放电（峰谷价差0.65元/kWh），年收益1820万元，占收入比15%；3）绿电溢价：园区企业以0.05元/kWh溢价采购绿电，年增收500万元。（数据来源于网络）
光储充一体化项目盈利模式丰富，主要收益模式包括充电服务收费、光伏发电收益和储能峰谷套利；此外，项目还可能拓展收益渠道，获取电网交互、合作与广告、碳交易与绿证、绿电溢价等其他收益来源。现有项目通常并非单一模式盈利，而是多种模式相结合，且不同的应用场景的盈利方式也不同。光储充一体化项目一定要通过多维度挖掘项目价值，实现收益的最大化。
向电动车用户更好的提供充电服务，按照充电时间、充电功率或充电量等方式计费，这是最直接的盈利方式。盈利模式与传统充电桩类似，但光储充系统使用自发电能，降低了成本。随着新能源汽车保有量的增加，充电需求一直增长，稳定的充电服务收入是项目盈利的重要组成部分。
充电服务收费一般会用“电费+服务费”的模式。一般来说，根据地区、市场情况、峰谷时段、运营商以及充电功率等不同因素，电费和服务费收取标准区间较大。
电费：一般来说，充电桩的电费谷电大致区间在0.3-0.6元/kWh，峰电大致区间在0.8-1.5元/kWh。例如洛阳伊滨区“光储充”一体化停车场在峰期（16:00—0:00）、平期（7:00—16:00）、谷期（0:00—7:00）快充每度电价（含服务费）分别为1.26元、0.84元、0.53元；北京某些品牌的充电桩每度电的价格可能在0.8元到1.2元之间，上海价格则可能在0.9元到1.5元之间。
服务费：充电桩服务费大致区间在0.3-0.8元/度不等。例如上海地区，参考比亚迪与中石化合作超充站的定价，直流快充服务费约0.8元/度，交流充电服务费约0.4元/度；深汕首座光储充超充示范站试运营期间（3个月内），部分时段充电服务费低至0.30元/度。
未来在充电服务收费的盈利模式上，要重点关注政策变化、技术进步、市场动态、用户需求等方面。
政策变化：各地关于光储充项目的补贴、充电设施建设、新能源汽车发展以及电价等方面的政策调整会直接影响充电服务的收费标准和盈利空间，需密切关注政策动态，及时调整运营策略。
技术进步：通过提升光伏发电效率、创新储能技术以及改进充电技术等方面，降低项目运营成本，提高充电效率和设备寿命，同时提升充电服务体验。
市场动态：随着光储充一体化项目增多，市场竞争加剧，需密切关注周边同类项目的收费情况和服务质量，通过提升服务水平、优化充电网络布局等方式，提高自身竞争力。另外，可以关注农村市场和国际市场的开发，拓展市场空间。
用户需求：通过深入了解用户对充电价格、速度、便利性等方面的需求，调整收费模式和服务内容，如针对高端用户提供个性化的充电服务并合理定价。同时也可通过跨界合作（如与车企、商圈绑定会员体系）增强用户粘性。
光伏发电收益即自发自用节省电费+余电上网收入。光储充一体化项目利用光伏发电系统产生的电能可优先供园区负载和充电桩使用，实现自发自用，节省电费支出；多余的电能还可以通过余电上网的方式出售给电网，获得额外收入。
自发自用：以长三角、珠三角等工商业电价较高的地区为例，工商业电价峰期约1.2-1.7元/度，平期0.8-1.0元/度，谷期0.4-0.6元/度。电力的自发自用在一定程度上避免了从电网购买电力的费用，自发自用比例越高，节省的电费越多。例如上海首个电动车集成式光储充一体化充电站光伏发电系统装机容量为50kW，每年可发电约4.5万度，成功将充电成本降低了30%左右；连云港城南污水处理厂光伏发电项目预计年发电量23.3KWh，年节可约电费约14万元；衡阳松木经济开发区光储充一体化项目在已竣工的一期试点工程中，装机容量达10万度的光伏系统稳定运行，为园区办公区年节约电费超10万元。
余电上网：余电上网的收益价格因地区、政策和市场机制的不同而有所差异，常见的价格范围在0.35-0.5元/度左右。目前许多地方政府对新能源及储能项目提供额外补贴政策，例如北京、广东对余电上网额外补贴0.05-0.15元/度；宁夏光储充项目优先保障并网，享受0.1元/度额外绿电补贴。相关项目例如苏州工业园区光储充一体化项目执行江苏省工商业电价0.43元/度（含地方补贴0.06元/度）；浙江武义九墅打造“光储充”一体化别墅群用户采用“自发自用+余电上网”模式，用户年收益预计达1.2-1.8万元（浙江绿电溢价约0.05元/度）。
未来在光伏发电收益的盈利模式上，需要着重关注政策法规变化、市场变化以及电网接入条件等方面。
政策法规变化：如补贴政策的增减、上网电价的定价机制改变（如余电上网电价从固定电价转向“基准价+浮动机制”）等，会直接影响余电上网收益。
市场变化：一方面，光储充一体化项目可参与电力现货交易、辅助服务（调峰、调频服务补偿标准）等获取额外收益，需关注现货交易价差、市场规则和交易机制的变化，合理安排发电、储能放电和余电上网策略，以适应市场并最大化收益。另一方面，需关注当地电力市场的供需状况（供需对价格产生影响）。
电网接入条件：电网对分布式光伏余电上网的接入容量、接入方式、功率因数、电能质量等要求可能发生变化，项目需满足实时电网接入条件，否则可能影响余电上网。
光储一体充电站的储能系统可以用于调峰填谷、削峰填谷等能源调度服务，在电价低谷时段充电，在高峰时段放电，利用分时电价机制赚取差价。但并非所有地区都能实现储能峰谷套利收益，其可行性高度依赖当地分时电价政策及峰谷价差。2018年国家发改委印发《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》，明确指出加大峰谷电价实施力度，运用价格信号引导电力削峰填谷，利用峰谷电价差、辅助服务补偿等市场化机制，促进储能发展。该政策的出台，意味着储能峰谷价差套利模式获得官方认可。目前业内普遍认为0.7元/千瓦时的峰谷价差是开展用户侧储能的一个门槛。峰谷套利的核心公式为：日均套利收益=（高峰电价-低谷电价）×储能容量×循环效率。
通过谷时充电（电价大致区间0.3-0.4元/kWh）、峰时放电（电价大致区间1.0-1.4元/kWh），部分省份取尖峰电价。2023年全国用户侧储能项目通过峰谷价差套利已实现平均0.7-1.2元/kWh收益。例如根据浙江2024年7月分时电价表，10kV大工业用户尖峰用电价格为1.3508元/度电，低谷时段价格为0.2593元/度电，尖谷价差为1.0915元/度电，峰谷价差为0.8664元/度电；深圳高温季实施动态尖峰电价，价差峰值1.38元/kWh；北京冬季增设19:00-21:00尖峰时段，储能系统通过“一充两放”策略提升利用率至140%。
相关项目例如河南开封蔚来开元广场超充站实施峰谷套利策略，单台设备每月就可创造超6000元的额外收益，还可减少变压器增容改造成本（数据来源于艾邦储能网）；广东汕头高铁站商圈智慧零碳示范园区分布式光储充一体化项目实现低谷充电、高峰放电，为用电企业获取峰谷价差收益。河南省某从光储充一体化项目利用河南省分时电价机制（如峰谷价差可达0.72-0.9元/kWh）赚取差价，结合光伏发电的余电存储，进一步降低用电成本并提升套利空间。
光储充一体化项目中，峰谷套利模式未来主要关注的在于对套利空间的影响因素方面，包括政策变化、电价波动、技术创新、风险评估与应对等。
政策变化：不同地区峰谷电价不同且会发生变动，如峰谷时段划分、价差幅度变化等对套利空间影响重大，应关注峰谷电价政策调整，优化储能充放电策略。同时，要留意储能相关补贴政策、准入机制等变动。
电价波动预测：随着电力市场化改革深入，新能源大规模接入电网，一个全新的储能商业环境正在形成。需借助AI、大数据等技术建立精准的电价预测模型，优化充放电策略，预防现货市场价格波动可能出现的亏损。
技术创新：研发和应用高效储能技术，可提高储能系统的能量转换效率、循环寿命和安全性，降低能量损耗，实现降本增效；利用智能管理系统和通信技术，实现对光储充设备的实时监控与精准调度，及时作出调整充放电策略；通过智能化运维手段，减少人工与设备维护费用。
风险评估与应对：峰谷套利存在亏损风险，因此需建立完善的风险评估体系，对可能影响收益的因素进行评估，制定相应的应对措施。
光储充一体化项目除以上三种主要盈利模式外，还可能存在电网交互、合作与广告收益、碳交易与绿证收益、绿电溢价收益等其他盈利模式，但这些模式一般不会作为主要盈利点。
电网交互：光储充一体化项目可以与电网进行双向交互，将多余的电能注入电网，参与电力市场的辅助服务，如调频、调峰等，根据电网的需求和市场规则获取相应收益。例如成都特来电空港星汇光储充放电站将车网交互（V2G）模式作为盈利模式之一，新能源车主可在用电低谷期储存电能，在高峰时向电网放电，每反送1度电可获1元左右，车主将车内80%（48度电）的电卖给V2G，就可以获得48元，按峰谷电价差计算，每次交易可获得30多元的净收益，实现与电网交互盈利。
合作与广告收益：光储一体充电站场内可以设置相关商业设施，吸引充电车主消费，或与汽车维修、保养等企业合作，从而获取商业服务、租金等收益；充电桩可作为广告展示空间，可以与企业合作，在充电桩上展示广告，获取广告费用。例如兴邺光储充充电站场地内设置了无人便利店、餐饮区、休息区等配套设施，为用户更好的提供消费空间，从而增加收益。
碳交易与绿证收益：项目产生的碳减排量可参与碳交易市场，绿证销售为项目增加额外收益。例如宿迁市区微山湖路“光储充放”充电综合体通过进入电力市场参与绿电绿证交易达成“零碳”目标，为碳交易收益奠定了基础。
绿电溢价收益：部分企业或用户对绿色能源有较高需求，愿意以更高的价格购买绿电，从而获取溢价。例如扬州市特斯拉光伏车棚项目直供特斯拉工厂用电，获得0.05元/kWh溢价，年增收1150万元。
光储充一体化作为新能源与基础设施融合的重要方向，其发展离不开多元投融资模式的支撑。从政府主导的财政拨款、专项债，到企业自主的股权合作、银行贷款，再到政企协同的特许经营、股权合作，每种模式都在特定场景中发挥着无法替代的作用。这些模式既破解了项目投资规模大、周期长的难题，又通过政策引导与市场机制的结合，平衡了公益性与商业性。随技术迭代与政策完善，光储充项目的盈利渠道也持续拓宽，除充电服务费、光伏售电到储能套利等主导盈利模式外，不少项目也探索了电网交互、广告合作、碳交易等新型盈利模式，多维度收益闭环逐步形成。未来，随着新型电力市场建设提速、V2G等技术落地，投融资模式将更趋灵活创新，逐步推动光储充一体化从示范项目走向规模化应用，为“双碳”目标实现与新型电力系统构建注入强劲动力。
