在韩国，随着电动汽车充电站面临受电容量不足问题，储能系统（ESS）正被视为现实替代方案，相关制度松绑诉求也随之升温。不过，现行ESS政策及分布式能源制度仍主要围绕可再生能源配套展开，尚未明确允许“电网取电后存入ESS，再用于电动汽车充电”的模式。充电行业因此呼吁，相关应用不应只停留在个别实证或特例层面，而应从制度上正式放开。

据行业消息，目前“ESS+充电站”模式仅限于不接入电力系统、并同时配置光伏、ESS和充电设施的场景。业内人士表示，韩国于2023年6月制定《分布式能源活性化特别法》（简称《分布式能源法》）时，对ESS的制度定位主要聚焦于推动可再生能源发展。

同年10月，韩国产业通商资源部发布《ESS产业发展战略》，提出到2030年部署3.7GW ESS，以应对可再生能源扩张带来的波动性。一名充电行业人士表示，立法过程中行业虽曾提出意见，但未得到充分反映；而光伏设施需要较大用地，城市充电站及高速公路服务区也很难具备相应配置条件。

与此同时，充电市场需求已明显变化。随着电动汽车保有量持续增加，出行过程中的直流快充需求不断上升。韩国道路公社数据显示，中秋假期期间，服务区电动汽车充电量在两年间增长了4.2倍。对于在高速行驶中的电动汽车而言，除服务区外几乎没有其他充电选择，而充电需求又高度集中在中午12点至下午3点时段。业内称，节假日和周末服务区“充不上电”的用户抱怨正在增加。

即便计划新增充电桩，项目也往往卡在电力扩容环节。多数高速公路服务区建成于电动汽车普及之前，原有供电条件有限；加之京畿道以南地区电网冗余不足，叠加数据中心等新增用电需求，不少服务区若要新增受电容量，等待时间往往长达3至5年。部分已中标取得充电运营权的服务区，甚至因无法及时接电，不得不与其他服务区协商更换点位。

在业内看来，如果允许充电站配套使用ESS，上述问题可在相当程度上得到缓解。具体而言，可在充电设备闲置时先将电网电力存入ESS，在充电高峰时段与电网电力一同输出，从而在相同受电容量条件下服务更多车辆。

此外，ESS还可在夜间低电价时段或低负荷时段提前储能，降低电网过载和设备停运风险。业内判断，即使仅以少量电力持续充入，在非使用时段先行储能，也能在一定程度上替代受电扩容需求。未来一旦大规模引入480kW至600kW级及以上的超快充设备（Supercharger），ESS也有望承接同步充电带来的瞬时负荷增长。

在中国市场，已经有为单个充电桩配套小型ESS、实现输出功率高于受电容量的充电站投入运营。业内同时提到，白天还可将富余光伏电力储存下来，用于后续充电供给。

不过，直到近期，韩国政府政策对ESS的定位仍主要停留在可再生能源侧。上月15日修订完成的《分布式能源法》规定，自12月16日起，装机规模1MW以下、由居民参与的可再生能源发电项目，可优先于其他经营者接入配电网。该法虽设有“储存电力销售业务”这一类别，即将电力存入ESS后再行销售，但并未写入充电站使用ESS的具体规则。

在政府推进的“兆级项目”中，ESS也被定位为向湖南地区半导体集群供电的手段之一，与区域内可再生能源、热电联产及液化天然气（LNG）发电共同构成供电体系。至于如何利用ESS承接不断增长的电动汽车充电需求，尚未被纳入政策重点。

目前，行业已提交政策建议书，要求允许“ESS+充电站”模式，即将电网电力储存后再用于对外充电服务。业内表示，政府多次回应称倾向先通过监管沙盒开展实证，但从现实情况看，其推进力度有限：沙盒试点很少能直接推动制度修订，而企业在投入时间和成本后，最终能否形成制度成果也难以确定。

行业人士认为，既然法律已经设立“储存电力销售业务”，那么将“电网取电—ESS储能—用于充电”的模式扩展至电动汽车充电站，实际上已具备一定制度基础。另有相关人士补充称，采用磷酸铁锂（LFP）电池、火灾风险较低的ESS已投入应用，具备与充电站结合使用的现实条件。