以智慧赋能协同，以技术释放价值——安科瑞EMS助力高速服务区源网荷储充适配分时电价

在“双碳”目标深化推进与电力市场化改革提速的双重背景下，分时电价政策全面落地，峰谷电价差持续扩大，深刻改变了各行业的能源管理逻辑。高速服务区作为国家交通路网的核心节点，既是能源消耗的重要载体，也是新能源开发与应用的关键场景，其用能结构随着电动汽车渗透率提升愈发多元，源网荷储充一体化建设成为实现绿色低碳、降本增效运营的必然选择。安科瑞智慧能源管理平台（AcrelEMS 3.0）以物联网、AI技术为核心，聚焦分时电价下高速服务区用能痛点，通过全流程智慧管控与多资源协同调度，为源网荷储充一体化系统的稳定、经济、高效运行提供全方位支撑，推动高速服务区能源管理从“被动响应”向“主动优化”转型。
一、高速服务区用能现状

高速服务区作为兼具公益性与经营性的特殊场所，用能需求呈现鲜明的场景化与波动性特征，尤其在分时电价政策实施后，其用能现状呈现出“多元叠加、供需失衡、管理粗放”的特点。

从用能结构来看，当前高速服务区已形成“传统负荷+新能源+充电负荷”的多元格局：传统负荷主要包括照明、暖通、餐饮、商超等基础用电，需求相对稳定，是服务区用能的基础盘；新能源方面，多数服务区依托屋顶、停车场遮阳棚等闲置空间，部署了分布式光伏系统，具备一定的清洁电力自给能力，成为绿色用能的重要补充；充电负荷则随着新能源汽车普及快速增长，快充桩、慢充桩的规模化布局，使得充电负荷在高峰时段（如节假日车流峰值）急剧攀升，成为影响服务区用能平衡的核心变量，部分大型服务区充电负荷占比已突破40%。

从运行模式来看，多数高速服务区仍以“市电为主、新能源为辅”的传统模式运行，源网荷储充各环节缺乏有效协同：光伏电力多采用简单并网模式，未能与储能、充电负荷高效联动，易出现“午间光伏满发浪费、高峰充电电力不足”的供需错配问题；储能系统多作为应急备用电源，未能结合分时电价实施峰谷充放策略，能源价值未得到充分发挥；充电负荷缺乏有序管控，无序充电不仅加剧电网负荷压力，还导致高峰时段电费成本激增。

从管理水平来看，多数服务区能源管理仍处于粗放式阶段，缺乏精准的能耗监测、数据分析与智能调度手段，难以精准掌握各环节用能规律，无法根据分时电价动态调整用能策略，导致能源利用效率偏低、电费支出居高不下，同时也难以满足“双碳”目标下的碳排管理需求。截至目前，我国多数高速服务区尚未实现源网荷储充一体化协同运行，分时电价政策的降本红利未能充分释放。

二、分时电价下高速服务区源网荷储充一体化面临的痛点

分时电价的核心是通过价格杠杆引导用户错峰用能，实现电力资源优化配置，但对于高速服务区而言，由于其用能场景的特殊性、用能结构的复杂性，源网荷储充一体化运行面临诸多痛点，主要集中在以下四个方面：

（一）用能成本居高不下，峰谷红利难以释放

分时电价下，峰时段（如7:00-11:00、17:00-21:00）电价通常是谷时段的2-3倍，而高速服务区的用能高峰恰好与电网峰时段高度重合——节假日期间，餐饮、暖通负荷与充电负荷叠加，导致高峰时段大量依赖市电供电，电费成本激增；反观谷时段，电网电价低廉，但服务区用能需求低迷，光伏出力不足，储能系统未能有效利用谷时段电价充电，无法为高峰时段提供电力支撑，峰谷套利空间未得到挖掘，分时电价的降本效应难以体现。部分大型高速服务区年电费支出超百万元，其中峰时段电费占比高达60%以上。

（二）源荷供需错配，新能源消纳率偏低

高速服务区的光伏出力具有强烈的间歇性与波动性，午间光照充足时光伏满发，但此时服务区用能需求处于低谷，充电车辆较少，多余的光伏电力无法有效消纳，只能并入电网（部分地区存在余电上网限制，还可能面临罚款）；而在早晚高峰时段，充电负荷与基础负荷激增，光伏出力却大幅下降，导致电力供应不足，只能依赖市电补充，形成“弃光与缺电并存”的尴尬局面。数据显示，当前多数高速服务区光伏消纳率不足60%，大量清洁电力被浪费，与“双碳”目标下的新能源利用要求差距较大。同时，储能系统与光伏、充电负荷协同不足，未能发挥“削峰填谷、平抑波动”的核心作用，进一步加剧了供需错配问题。

（三）系统协同性差，运行稳定性面临挑战

源网荷储充一体化的核心是“协同联动”，但当前多数高速服务区的各环节处于“各自为战”的状态：电网接入能力有限，尤其是偏远地区服务区，远离主干电网，线路损耗大，变压器容量不足，难以支撑大功率快充桩的接入需求，无序充电易导致变压器过载、电压跌落，影响照明、餐饮等基础负荷的正常运行；储能系统缺乏智能调度，无法根据光伏出力、负荷变化与分时电价动态调整充放策略，应急供电能力与调峰能力未得到充分发挥；充电负荷与基础负荷之间缺乏协调，高峰时段充电负荷过度占用电力资源，易导致系统负荷失衡，甚至引发安全隐患。此外，各设备厂商不同、通信协议不兼容，形成信息孤岛，进一步降低了系统协同运行效率。

（四）管理粗放滞后，缺乏精准管控能力

高速服务区站点分散、设备繁多，涵盖光伏逆变器、储能PCS、充电桩、配电设备等各类能源设备，传统管理模式依赖人工巡检，存在监测不实时、数据分析不精准、故障响应不及时等问题。一方面，无法实时掌握各环节用能数据、设备运行状态，难以精准识别高耗能环节，也无法根据分时电价动态优化用能策略；另一方面，缺乏光伏出力、负荷需求的精准预测能力，调度决策依赖经验，易出现调度失误，导致能源浪费或供电不足；同时，碳排管理缺失，无法精准核算碳排放数据，难以满足“双碳”目标下的绿色运营要求。

三、安科瑞智慧能源管理平台对高速服务区源网荷储充一体化的助力作用（采购/询价：安科瑞曹经理137/7441/3253）

针对分时电价下高速服务区源网荷储充一体化面临的痛点，安科瑞智慧能源管理平台（AcrelEMS 3.0）构建了“云-边-端”协同的全流程智慧管控体系，深度融合物联网、大数据、人工智能、数字孪生等前沿技术，以“精准预测、智能调度、高效管控、价值最大化”为核心，从成本控制、新能源消纳、系统协同、管理升级四个维度，为高速服务区源网荷储充一体化协调运行提供全方位赋能，充分释放分时电价政策红利。

（一）优化充放策略，降低用能成本，挖掘峰谷套利价值

平台紧扣分时电价峰、平、谷时段划分，结合服务区用能规律与储能系统特性，自动优化储能充放策略，最大化实现峰谷套利，降低电费支出。谷时段（电价最低）时，平台自动控制储能系统满负荷充电，充分利用低廉市电与富余光伏电力，储备电力资源；峰时段（电价最高）时，平台自动控制储能系统放电，优先满足充电负荷与基础负荷需求，减少市电采购量，降低高峰时段电费成本；平时段则根据光伏出力、负荷变化，动态调整储能充放状态，实现能源供需平衡。

同时，平台具备需量控制功能，通过实时监测电网负荷变化，平滑负荷曲线，降低变压器最大需量，减少基本电费支出。此外，平台支持峰谷套利实时核算，清晰呈现各项能源收益，帮助运营方精准掌握成本控制效果，实现能源资产精细化管理。通过该策略，可帮助高速服务区年降低电费20%以上，大幅提升运营效益。

（二）强化源荷协同，提升新能源消纳率，助力绿色低碳转型

平台搭载先进的AI预测算法，结合气象数据、历史用能规律，实现超短期（15分钟-1小时）、短期（1-24小时）光伏出力与负荷需求的精准预测，预测准确率达98%以上，为源荷协同调度提供精准的数据支撑。基于预测结果，平台构建“光伏→负荷→储能→电网”的智能消纳链路，实现新能源高效利用。

午间光伏满发时，平台优先调度光伏电力供给服务区基础负荷与充电负荷使用，多余电力自动存入储能系统，避免光伏弃光浪费；当光伏出力不足时，平台自动调度储能系统放电补充，减少市电依赖，提升新能源消纳率，部分项目可将光伏消纳率提升至95%以上。同时，平台内置ISO 14064标准碳核算模型，实时监测碳排放数据，自动生成碳盘查报告，量化减碳效益，支持碳交易决策，助力服务区达成“双碳”目标，实现绿色低碳运营。

（三）实现全域协同，保障系统稳定运行，提升供电可靠性

平台打破源网荷储充各环节的信息孤岛，整合服务区内光伏、储能、充电桩、配电设备、基础负荷等所有能源资源，实现全域统一监测、统一调度、统一管控，提升系统协同运行效率。平台具备防逆流控制功能，实时监测公共连接点电流方向，触发储能充电或断开并网开关，确保“自发自用、余电不上网”，规避电网考核风险；具备柔性扩容能力，当用电负荷过载时，储能系统毫秒级响应放电，避免变压器过载，延迟变压器增容投资，降低运营成本。

针对充电负荷，平台实施有序充电管控，根据变压器容量、分时电价策略与用户充电需求，动态调整充电桩功率，避免无序充电对电网造成冲击，同时减少用户充电排队时间，提升服务体验；针对偏远地区服务区，平台支持光储柴并离网控制，实现并网与离网模式无缝切换，既在并网时享受峰谷套利收益，又在离网时保障服务区可靠供电，解决偏远地区电网覆盖不足的难题。此外，平台构建全方位安全管控体系，实现设备状态、电网参数、消防环境的分钟级监测与预警，防孤岛、电气防火等功能全覆盖，支持故障录波与事件追溯，保障能源系统安全稳定运行。

（四）升级管理模式，实现精准管控，提升运营效率

平台打造全流程可视化运营体系，通过数字孪生技术构建服务区能源系统虚拟模型，实时展示光伏出力、储能充放状态、充电桩运行情况、各环节用能数据等，实现能源运行状态“一目了然”，运营方可通过PC、PAD、手机等各类终端远程掌控全局。平台具备分项、分区、分时能耗计量与统计功能，精准定位高耗能环节，为节能优化提供数据支撑；支持设备全生命周期管理，实时监测设备健康状态，提前预警设备故障，缩短故障响应时间，运维效率提升40%以上，降低运维成本。

此外，平台高度兼容第三方设备与系统，可与充电桩运营平台、光伏逆变器、BMS（电池管理系统）、变电站综合自动化系统等无缝对接，同时支持虚拟电厂接入，聚合分布式能源资源参与需求响应、电力辅助服务，拓宽服务区收益渠道，实现能源资产价值最大化。

四、实际案例分析

安科瑞智慧能源管理平台已广泛应用于全国多个高速服务区源网荷储充一体化项目，凭借成熟的技术方案、完善的功能体系与显著的应用成效，获得了行业广泛认可。以下选取一个典型案例，具体说明平台在分时电价下对高速服务区源网荷储充一体化协同运行的赋能效果。

案例一：河南交投高速服务区源网荷储一体化项目

1. 项目背景：河南交投启动新能源“百千万工程”，计划5年内建成百对以上绿色低碳服务区，一期项目覆盖京港澳高速沿线266个站点（含服务区、收费站），配置分布式光伏、储能系统与充电桩，面临新能源消纳率低、峰谷电费成本高、多站点协同难度大等问题。项目核心需求是依托分时电价政策，实现源网荷储充协同运行，降低运营成本，提升绿色运营水平。

2. 平台应用：该项目采用安科瑞智慧能源管理平台（AcrelEMS 3.0），搭配ACCU-100微电网协调控制器，构建“云-边-端”协同管控体系。端侧接入28个分布式光伏发电站、238个光储一体化站点的各类能源设备，全面采集用能数据；边缘层通过自适应算法，实现各站点独立调度；云端实现全域优化调度与可视化管理，结合分时电价动态调整充放与用能策略。

3. 应用成效：通过平台的精准调度与协同管控，项目实现了三大核心突破：一是经济增效，单站点年节省电费12万元，整体项目年减少电费支出超百万元，储能系统峰谷套利收益提升25%，预计3年内即可收回项目投资；二是绿色减碳，光伏消纳率提升至95%以上，大幅降低碳排放，助力低碳交通建设；三是安全合规，通过防逆流控制与刚性切断双重保障，严格落实“余电不上网”要求，规避电网考核风险，同时实现多站点集中智慧调度，系统运行稳定性提升30%。该项目成为国内高速路网源网荷储充一体化规模化应用的标杆案例。

五、结语

分时电价政策的全面实施，为高速服务区源网荷储充一体化发展带来了机遇与挑战——一方面，价格杠杆为服务区降本增效、优化用能结构提供了重要支撑；另一方面，也对源网荷储充各环节的协同运行与精准管控提出了更高要求。安科瑞智慧能源管理平台（AcrelEMS 3.0）立足高速服务区用能痛点，以技术创新为核心，通过精准预测、智能调度、全域协同与精细管理，有效破解了分时电价下服务区用能成本高、新能源消纳难、系统协同差、管理粗放等问题，实现了源网荷储充一体化系统的安全、经济、高效运行，既充分释放了分时电价的政策红利，又助力高速服务区实现绿色低碳转型。

随着“双碳”目标的持续推进与交通能源领域的不断升级，高速服务区源网荷储充一体化将成为行业发展的主流趋势。安科瑞将持续深耕交通能源领域，依托丰富的项目经验与技术创新能力，不断优化智慧能源管理平台功能，为高速服务区提供更具针对性、更高效的一体化解决方案，助力交通基础设施向“绿色、智能、高效”转型，为交通强国建设注入绿色能源动力。

审核编辑 黄宇