项目概览
第 1 / 10 步光储充一体化经济测算平台
支持光伏装机、储能配置、充电桩规模、服务期、电价、补贴等全维度参数配置,自动生成投资回报分析报告。
1项目基础信息
用于「光伏月度发电曲线」「日均出力曲线」按省份日照特征自动计算;输入下方"场站地址"含省/市/自治区名时会自动识别填充。
2地图定位
搜索框输入地址并选择候选地点自动定位打点,也可直接点击地图选点。
输入地址后,这里会列出候选地点
3场站坐标
基本参数
第 2 / 10 步1建设规模
通常 15-25 年
开工到投运
默认 365
设备运维
人工/营销/保险等开支,进项税 6% 抵扣
表格统一口径:谷段储电削峰填谷,峰/平段零购电;取消则按 24 小时分时逐小时对冲
2项目类型
不同项目类型对应的成本/收益计算方式不同
3主要设备装机
充+放往返效率
谷段单次充电量,填 0 自动推算
峰/尖峰段放电给桩,填 0 自动推算
0h 储能剩余电量,自动推算与 SOC 曲线都按此起步
自动策略: 谷段按"剩余 SOC 空间"充(从起始 SOC 起算),峰/尖峰段按 SOC 余额放电。SOC 折线 0h 点 = 起始 SOC
设备清单
第 3 / 10 步1从设备材料库添加设备
从"设备材料库"选择设备型号添加到本场站清单,添加后可调整数量;设备名称、单位、单价均取自材料库。
2场站设备清单(可调整数量)
设备名称
单位
数量
单价(元)
小计(元)
设备合计0.00 万元
按项目设计取费填写
默认联动"场地成本"页购买总价;租赁/入股模式下填 0
预估费用合计(含设计费/场地成本/不可预见费)0.00 万元
光伏发电
第 4 / 10 步◇预测原理
采用物理模型:内置全国 31 省代表城市的真实年均太阳总辐射(GHI)与经纬度,用太阳赤纬角+时角+高度角计算逐时晴空辐照,再叠加省际辐照季节分布。切换省份后,年发电量、逐时出力曲线与逐月发电曲线全部随之真实变化。
1光伏装机与模型参数
逆变+损耗,典型 0.75~0.85
默认 30° 为全国通用最佳倾角,长三角/华东推荐 28~32°、华北 32~36°、华南 18~22°
由辐照度×倾角×PR 自动计算,只读
上网=100%-自用
2发电量测算
等效首年发电小时数
-
首年发电量
-
25年总发电量
-
年均自用电量
-
年均上网电量
-
首年发电量 = 装机(kWp) × 年均辐照(GHI) × 倾角修正(最佳倾角=1+增益,水平=1.0) × 系统效率 PR,逐年按衰减率递减;光伏按 25 年寿命测算。
3月度发电曲线
按所在省份日照条件估算典型年逐月发电量。
| 月份 | 日照系数 | 预测发电量(万kWh) | 自用(万kWh) | 上网(万kWh) |
|---|
4日均发电曲线(24h)
典型日 24h 发电分布(全年平均)。测算时与充电量曲线逐小时对冲:充电负荷−光伏出力=电网购电,按分时电价逐小时计价。
525年发电预估
按年衰减率逐年递减,展示 25 年生命周期逐年度发电量明细。
| 年度 | 衰减系数 | 年发电量(万kWh) | 自用(万kWh) | 上网(万kWh) | 累计发电(万kWh) |
|---|
末年(第25年)发电量
-
25年累计发电量
-
年衰减率
-
充电量预测
第 5 / 10 步1充电总功率与利用小时数
典型 4~8 h/日
功率×小时数
×365÷1万
224小时充电功率分配曲线
重卡充电集中在电价低谷时段(占比可达 60%~70%)。可按谷段自动分配,也可手动逐时调整;24 时段比例合计 = 100%,每日总充电量 = 日充电量。
当前 24 小时比例合计: 100.0%
24h 合计: — kWh
日平均: — kWh/时
峰值: — kWh @ — 时
低谷占比: —
3逐月充电量分布
每个月份相对于年总量的占比(%)，默认 8.3% 各月平均。注：年度财务测算按日均口径（充电量×365）进行，此系数仅作月度分布参考
场地成本
第 6 / 10 步1场地获取方式
电价参数
第 7 / 10 步1购电价格
按当地电网披露的手工业分时电价填写各时段时间段与电价(元/kWh)。2030 年前经营性充换电设施免收需量/容量基本电费。
| 时段 | 时间段 | 电价 (元/kWh) |
|---|---|---|
| 尖峰 | ||
| 峰段 | ||
| 平段 | ||
| 谷段 |
按当地电网披露的分时电价如实填写。
24 个时段(0:00–24:00)逐小时填价,不区分峰平谷;可直接编辑或上传模板批量导入。
2电费构成
2030前充换电设施免收
2030前充换电设施免收
光伏余电上网电价
3售电/服务费
对用户收取的一口价
营销价-平均购电价
一口价模式下,最终营销价格 = 1.20 元/kWh,折合服务费 0.50 元/kWh
每度电固定服务费
按上方电价加权
最终营销价格 = 该时段购电电价 + 服务费,逐小时展示如下
4电网用电成本测算(平均日,含储能削峰填谷)
本表按 24 小时列示充电需求、光伏发电、储能运行、电网购电、电价、日均购电成本六条曲线。逻辑:充电需求曲线(桩侧负荷)−光伏发电曲线(光伏直供抵扣)=需从电网购电的用电量,再叠加储能运行曲线(谷段充电、峰/尖峰段放电给桩)后得到电网购电曲线,乘电价得日均购电成本(均含电损)。自动策略为谷段(电价最低)分散充电、峰/尖峰段(电价最贵)分散放电;总充量受"谷段需购电量"与"储能容量"约束,单小时动作上限受基本参数页「储能每次充电/放电电量」(0=按储能功率)与变压器容量约束。表格内储能运行曲线列可逐时段手动微调(改任意一格即切换为手动模式,按"重新生成"可恢复自动推算)。
自动推算: 谷段优先按最低电价时段分散充电、峰/尖峰段优先按最高电价时段分散放电
| 时段 | 充电需求曲线 (kWh/日) | 光伏发电曲线 (kWh/日) | 储能运行曲线 (kWh/日,可编辑,正=充电 负=放电) | 电网购电曲线 (kWh/日,削峰后) | 电价 (元/kWh) | 日均购电成本 (元/日) |
|---|
24h 功率曲线 — 充电需求 / 光伏发电 / 储能充放 / 电网购电
储能系统运行 — 充放电功率 (kWh/日,正=充 负=放)
SOC 实时变化曲线 (%)
测算结果
第 8 / 10 步首年电量平衡 (Y1)
投资构成
累计现金流
逐年净利润
年度收支明细(万元)
| 年度 | 充电量 (万kWh) |
光伏发电 (万kWh) |
营业收入 | 购电成本 | 基本电费 | 运维费 | 运营费用 | 场地租金 | 场地分成 | 销项税 | 进项税 | 增值税+附加 | 折旧 | 所得税 | 净利润 | 经营现金流 |
|---|
敏感性分析
第 9 / 10 步1单因素敏感性
调整以下因素变化区间,系统将自动测算 IRR/NPV 变化。
| 敏感性变量 | -10% | -5% | 基准 | +5% | +10% | 敏感度(IRR 波动) | 相关性 | 排序 |
|---|
基准行为核心财务指标;各变量下行为该变量按列首百分比变化后的 IRR。敏感度 = 变量 ±10% 时 IRR 平均变化幅度(绝对值),越大说明影响越强,按排序优先关注。
敏感性分析图(IRR 随各因素变化)