摘 要
“六网融合”将交通网、能源网一并纳入国家基础设施一体化布局，而“交能融合”正是其中市场化程度最高、与大众出行关联最紧密的一对耦合。本文以交通网络（公路、铁路、水运、航空、城市交通）与电力网络（源—网—荷—储）的深度融合为研究对象，提出“以电驱运、以运化荷、以荷调电、以电促绿”的双向耦合逻辑。截至2025年底，全国高速公路里程达19.94万公里、新能源汽车保有量4397万辆、充电设施2009.2万个，交通基础设施新能源项目总装机达440.9万千瓦，交能融合已从“单点示范”迈入“廊道成网”阶段。测算显示，仅高速公路路域光伏的理论开发潜力即以亿千瓦计，零碳运输通道、重卡充换电与V2G车网互动构成三大增量市场。与此同时，项目普遍面临初始投资大、收益受电价及设施利用率影响、并网消纳受限、部分技术标准衔接不完善等风险。本文据此提出分级分类的应对策略，为交能融合的规模化投资与稳健运营提供参考。
关键词：交能融合；交通能源；路域光伏；光储充；V2G；零碳运输走廊；投资风险
一、引言
交通是实体经济的“筋络”，电力是国民经济的“血液”。二者长期各自成网：交通网追求通达与运力，电力网追求安全与保供，既有联系主要表现为电气化交通及沿线设施的供用电。然而，在“双碳”目标与新型能源体系建设的双重驱动下，这一边界正在被重塑——新能源汽车的爆发式增长使交通从单纯的“用能大户”转变为巨量的“移动负荷+分散储能”，而交通基础设施（路网、服务区、站场、枢纽）所占据的广域空间，又成为分布式光伏、风电与储能的理想载体。
2025年3月26日，交通运输部等十部门联合印发《关于推动交通运输与能源融合发展的指导意见》（交规划发〔2025〕42号），首次从国家层面为“交通基础设施网与能源网融合发展”提供顶层设计与行动纲领；2026年4月，中共中央办公厅、国务院办公厅印发《关于更高水平更高质量做好节能降碳工作的意见》，明确提出“建设零碳运输走廊”；同年，“六网融合”上升为国家基础设施一体化部署。政策信号的密集释放，标志着交能融合已从行业自发探索走向国家战略。
既有研究多聚焦于单一场景（如服务区光储充、光伏路面），缺乏对“交通—电力”双向耦合机理与投资风险的系统梳理。本文在界定交能融合概念内涵的基础上，剖析其典型应用场景与核心技术体系，从多口径测算投资规模，并构建风险评估矩阵，力求为该领域的投资决策与政策制定提供全景式参考。
二、概念内涵与政策演进
（一）概念界定与融合层次
本文将“交能融合”界定为：以交通基础设施网为载体、以电力系统为纽带，通过能源的生产、传输、存储、消费与交通的运输、通行、停驻在规划、建设、运营层面的协同互动，实现交通用能清洁化、交通空间能源化、交通负荷可调化的新型基础设施形态。其核心是三层融合：
1、物理层（硬融合）
在路域空间布设光伏、风电、储能、充换电设施，形成“源—网—荷—储—充”一体化系统；
2、业务层（软融合）
交通负荷参与电力需求响应、V2G车网互动、绿电交易与碳资产开发；
3、数据层（智融合）
依托数字孪生与能源管理平台，实现交通流、能源流的协同调度。
需要强调的是，交能融合并非“为发电而占路”，而是坚持“交通功能优先、能源开发从属”的边界——一切能源设施不得挤占通行安全空间，这是区别于一般集中式新能源的根本约束。
（二）双向耦合逻辑
1、“以电驱运”
用电能替代交通领域的汽柴油，即电动化（新能源汽车、电动重卡、电气化铁路、岸电），直接降低碳排放；
2、“以运化荷”
庞大的交通负荷为电力系统提供稳定的增量消纳空间，尤其在高速公路、干线货运等场景形成可预测的集中负荷；
3、“以荷调电”
通过有序充电、V2G与储能，将海量车辆电池转化为电网侧的分布式可调资源；
4、“以电促绿”
交通基础设施的广域空间承载分布式清洁能源，实现“自发自用、余电上网”，推动交通从能源消费者向“产消者”转型。
（三）政策演进脉络
交能融合的政策演进大致经历三个阶段：第一阶段（2014—2020年）以“蓝天保卫战”、新能源汽车推广与绿色交通试点为主，侧重运输装备的能源替代；第二阶段（2021—2024年）以“交通强国”“新基建”与《交通运输部关于推动交通运输领域新型基础设施建设的指导意见》为标志，开始在服务区、边坡布局光伏与超快充；第三阶段（2025年至今）以十部门《交能融合指导意见》为里程碑，明确到2027年交通运输行业电能占终端用能比例达10%、交通基础设施沿线非化石能源发电装机不低于500万千瓦，并提出实施交通基础设施“启曜”行动、“乘风”行动与充（换）电基础设施布局成网行动。此后，云南、湖南、安徽等省份相继出台省级实施方案，国家顶层设计开始向地方实践传导。
三、典型应用场景
交能融合的应用场景可按交通载体分为五类，如表1所示。其中，路域光伏和服务区等场景利用交通基础设施空间开发清洁能源，并结合用电负荷与并网条件选择消纳方式。
表1 交能融合典型应用场景对照
1、路域光伏廊道：把高速公路变成“绿色电力长廊”
高速公路拥有边坡、互通匝道圈、服务区屋顶、隧道口隔离带等大量闲置空间，且不占用耕地，是分布式光伏的优质载体。研究表明，全国高速公路路域光伏发电潜力巨大，仅需在75%的服务管理区域及10%的路侧区域安装光伏，即可满足高速公路运营期及智慧路侧设备的全部电力需求。中交集团下属中交光伏共装机规划1GW，目前已完成30余条高速共5000公里的交能融合项目，容量超过150MW，其中中交津石高速（天津西段）边坡光伏示范项目利用沿线边坡和匝道圈布设光伏，直流侧装机约10MWp，采用全额上网模式，预计年均发电约1134.89万kWh，为高速公路路域空间开发利用提供了工程实例。陕西交控绿色发展集团投资的高速公路路域分布式光伏项目规划总装机518MW，其中一期投资5.5亿元，建成后年均发电约1.45亿千瓦时；截至2026年6月末，其路域光伏总装机已达213MW。山东高速集团依托9000余公里路网，截至2025年底路域光伏装机达80.6万千瓦，风光新能源累计装机580万千瓦，处于全国领跑地位。
2、零碳服务区：从“歇脚点”到“绿色能源枢纽”
服务区是交能融合最成熟的落地单元。中交榆佳高速“源网荷储”微电网示范项目光伏总装机1.3MWp，预计年均发电约174.80万kWh。其中，佳县西服务区布设0.64MWp光伏，并配套储能和直流充电桩，为服务区运营及车辆充电提供绿电。青海巴扎零碳服务区利用车棚、边坡布设2.503MWp双面组件，配套1.5MW/2.98MWh磷酸铁锂储能，年发电282万千瓦时，可100%覆盖自身运营及相邻隧道照明用电，并通过“逆功率保护”实现绿电不外送、全闭环消纳。山东济南东服务区光伏总装机3.2MW、储能3.2MWh，日均发电约1万度，配置250kW常规桩与600kW液冷超充桩，实现“绿电自产、超充补能”闭环。广东沈海高速大槐服务区则创新采用“直流微网+台区互济”，可将500kW电力冗余从充电需求少的一侧调至繁忙一侧，有效缓解节假日“潮汐充电”排队难题。
3、重卡充换电与零碳运输通道
干线货运电动化是交能融合最具想象空间的增量。2026年，十一部门联合印发《推动新能源重卡规模化应用实施方案》，提出到2030年支持并引导建设重卡充换电站3000个左右，建设零碳公路运输通道3万公里。零碳服务区的600kW超充桩可在30分钟内为49吨级电动重卡补充近300公里续航，补能体验已接近加油。这一场景同时破解了“电网扩容难”与“补能慢”两大瓶颈，是“光储充+重卡”协同的典型范式。
4、光伏路面与前沿探索（审慎看待）
光伏路面曾被视为标志性方向——2017年济南建成全球首段承载式光伏高速试验段（1120米），但通车后因路面破损多次维修，部分路段已被沥青替代；法国Wattway项目1公里造价约500万欧元且发电远低于预期。这说明光伏路面的耐久性与经济性仍是重大挑战，现阶段应以“边坡、棚顶、匝道圈”等非承载空间为主，承载式光伏宜停留在科研示范层面，不宜盲目规模化。
四、核心技术体系
1、分布式新能源与微电网技术
包括适应路域狭长空间的定制化光伏组件（双面双玻、BIPV发电玻璃）、柔性支架与跟踪系统（“智慧追日”可提升发电量约20%），以及面向服务区的交直流混合微电网。中交光伏佳县西服务区的直流微网减少了传统交直流转换环节，提升了电力利用效率，代表了“光伏—储能—充电桩直流耦合”的技术方向。
2、光储充一体化与大功率超充
“光伏发、储能调、超充用”三位一体是零碳服务区的标准配置。关键技术涵盖液冷超充（单桩功率向600kW乃至兆瓦级演进）、储能系统（磷酸铁锂为主，逐步探索钠离子）、智能能量管理系统（EMS）以实现绿电优先消纳与峰谷套利。
3、V2G与车网互动
V2G（Vehicle-to-Grid）将电动汽车电池转化为电网可调资源，配合有序充电、双向充放电与虚拟电厂聚合，可在不新增电源的前提下提供削峰填谷、调频辅助服务。其规模化依赖于电力市场规则（峰谷价差、辅助服务补偿）与车网互动商业机制的成熟。
4、数字孪生与能碳管理平台
通过数字孪生技术对交通流、能源流、碳流进行实时监测与协同调度，实现碳核算全流程可视化。眉县服务区搭建的“源—网—荷—储”智慧能源管控平台即为典型实践，为多场景协同优化提供了数字化底座。
五、投资价值与规模测算
交能融合的投资规模可从多个维度测算，各口径反映不同层次的市场空间，不可简单相加或直接横比，如表2所示。
表2 交能融合投资规模多口径测算（数据截至2025年底或注明时点）
1、需求端：电动化刚性拉动
新能源汽车的规模化普及为充电基础设施带来持续刚性需求。截至2025年底，全国新能源汽车保有量达4397万辆，占汽车总量的12.01%，充电设施突破2009.2万个，建成全球最大充电网络，可支撑超4000万辆新能源汽车充电需求。公共场站单枪平均充电功率达46.5kW，同比提升33%，大功率快充、液冷超充加速普及。据研究机构测算，到2035年中国电动车用电需求将达7600亿千瓦时，约为2025年的6倍，交通负荷将成为电力系统不可忽视的重要组成部分。
2、供给端：路域资源能源化重构
截至2025年底，全国高速公路总里程达19.94万公里，沿线沉淀数千万平方米“沉默面积”（边坡、互通圈、屋顶、隧道口），正转化为光伏开发沃土。相关研究测算，道路交通沿线蕴含的光伏年发电潜力约1022.8TWh，而高速公路基础设施年均能耗约17.99TWh，资源潜力远超自身需求。按100km/50MW廊道投资约2.8—3.5亿元估算，仅高速公路路域光伏即构成数千亿级市场；叠加铁路、机场、港口、普通国省道，整体空间更为可观。
3、示范项目财务表现
临滕高速公路光伏廊道示范工程总装机63.48MW、总投资约2.85亿元，测算度电成本（LCOE）0.3219元/kWh，所得税前投资财务内部收益率8.10%、税后7.02%、资本金财务内部收益率11.13%，投资回收期（税后）约12年，盈亏平衡点生产能力利用率61.2%。攀大高速（四川段）41公里分布式光储项目装机0.268万千瓦、总投资约1200万元，年发电产值约280万元，回收期约8年。可见，在“就近消纳”模式下，路域光伏具备较好的财务可行性，规模化还可进一步摊薄单位成本。
六、风险评估
基于公开实践，本文从六个维度识别交能融合的主要风险，构建评估矩阵如表3所示。风险等级为基于行业实践的定性判断，实际应用建议结合具体项目数据，采用AHP、KMV等方法量化校准。
表3 交能融合风险评估矩阵（概率为定性判断，等级＝概率×影响）
1、体制机制风险（高风险）
交能融合横跨交通、能源、自然资源、电网等多个部门，规划衔接与审批协同难度大。《指导意见》虽提出研究路域绿电直连政策，但具体实施细则仍在完善，项目常面临“发电容易、并网难、消纳更难”的困境。
2、市场收益风险（高风险）
多数项目收益主要来自自发自用节省的电费、余电上网及充换电服务，一旦电价下行、车流量不及预期或设施利用率不足，现金流将承压。光伏路面等前沿方向更是因高昂成本难以自平衡。
3、技术与安全风险（中高）
光伏组件在交通环境下的耐久性（遮挡、震动、融雪、防眩光）、储能系统的消防安全、超充接口标准的不统一，均是规模化推广的制约。承载式光伏路面的国际失败案例警示，技术成熟度必须经过充分验证方可推广。
4、财务与工期风险（高风险）
路域光伏初始投资大、回收期多在8—12年，且涉路工程受交通组织、用地权属影响，工期与成本易失控。创新融资模式（特许经营、REITs、绿色信贷）与分期实施是缓释关键。
七、风险应对策略
1、强化一体统筹。将交能融合纳入国土空间与电网规划协同，建立跨部门联席机制，明确路域资源开发与绿电直连规则。
2、筑牢安全红线。坚持交通功能优先，能源设施不挤占通行安全空间；健全储能消防与涉路施工标准，严控承载式光伏的盲目上马。
3、攻关关键技术。推进定制化组件、直流微网、V2G与能碳管理平台研发，推动标准统一与模块化、可维护设计。
4、创新商业模式。构建“电费节省+充换电服务+V2G收益+碳资产”多元收益结构，积极参与电力市场交易，降低对单一收益来源的依赖。
5、深化市场改革。完善峰谷价差、辅助服务补偿与绿电交易机制，为零碳通道与车网互动提供可持续的价格信号。
6、拓展融资渠道。探索特许经营、绿色债券、基础设施REITs等工具，结合分期实施与规模化降本，平滑项目全生命周期现金流。
八、结论
本文系统探讨了交能融合的概念内涵、应用场景、核心技术、投资价值与风险。研究表明：
1、交能融合的本质是“以电驱运、以运化荷、以荷调电、以电促绿”的双向耦合，其发展已由行业试点上升为国家战略；
2、路域光伏廊道、零碳服务区、重卡充换电、V2G构成当前最具投资价值的四大场景，路域资源能源化重构正催生千亿级乃至万亿级市场；
3、示范项目在“就近消纳”模式下已具备较好财务可行性（资本金IRR约11%），但整体仍面临体制机制、市场收益、技术安全等多重风险。
展望未来，交能融合将从“单点零碳示范”加速迈向“全域廊道成网”，并与“六网融合”中的水网、算力网、通信网、地下管网形成更深层次的系统协同。建议投资者优先切入收益模型清晰的零碳服务区与重卡充换电场景，审慎对待光伏路面等前沿方向；建议政策制定者着力打通规划、并网与市场交易堵点，为交能融合的规模化、可持续投资营造稳定预期。
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作者：
彭立斌 北京先见能源咨询有限公司董事长
徐小勇 中交光伏科技有限公司副总经理、总工程师
尹明 博众智合能源转型中国电力项目主任
