构建清洁、低碳、高效的能源供给体系，开创安全高效的能源消费新局面是我国能源转型的方向和目标，也是实现“碳达峰、碳中和”的有效途径。 零碳园区（工厂）综合能源系统可以充分地利用分布式能源和可再生能源，对提高能源利用效率，降低用能成本，减少碳排放总量具有重要意义，那么，零碳园区（工厂）综合能源项目应该如何规划，以及投资经济性指标到底如何，我们结合北京光伏资源可利用小时数、工商业分时电价等数据，对北京一零碳园区综合能源项目规划及经济性评价案例进行分析，经计算项目全投资收益率税后为6.21%，全投资回收期税后为12.29年，资本金内部收益率税后为14.5%，资本金回收期（税后）为7.35年，其中，需要购买碳排放指标总计70454.71吨，以下为项目规划、多能耦合及投资财务评价计算数据：
一、总体方案
本项目为北京市某单位新建科技园区零碳园区综合能源系统，碳排放量主要由于网购电乘以碳排放因子计算，网购电碳排因子0.5568，碳综合价格90元/吨，系统规划总体方案为：方案类型：光储充+热泵(光伏 + 储能 + 电制冷机 + 空气源热泵 + 充电桩 + 变压器)，电负荷依次由光伏、储能和网购电满足，热负荷由空气源热泵满足，冷负荷由电制冷机满足。其中，光伏系统装机规模为600kW；储能系统容量为800kW，充放电功率为400kW；空气源热泵1组功率20000kW；电制冷机功率1组功率20000kW；充电桩30台，变压器1台2000kVA。
二、项目负荷
项目负荷为电冷热和充电桩负荷需求，供暖季时间为11月15至次年3月15日，供冷季为，6月15日至9月15日，按供暖季、供冷季和过渡季的电冷热设计负荷数据如下：
年电、暖、冷负荷柱状图
1月份电、暖、冷负荷曲线
三、光伏发电
北京市光伏年平均可利用小时数为1050小时，光伏装机规模600KW，供暖季、供冷季和过渡季典型日发电功率如下：
光伏发电功率曲线
四、空调暖通
空气源热泵满足项目热负荷，电制冷机制冷来满足冷负荷，冷热负荷的供需情况如下：
热负荷的供需情况
五、储能设置
储能采用两充两放策略，在用电低谷和电价低谷充电，在用电高峰和电价高峰放电，充放时段设置如下：
储能充放电时段设置
六、充电桩
充电桩充电电价包括电费和服务费，分时充电电价分别为：0~5时0.50元/kWh；6~10时0.83元/kWh；11~13时0.50元/kWh；14~15时0.83元/kWh；16~23时1.27元/kWh.
充电场负荷
六、多能耦合
多能耦合策略为：首先由空气源热泵满足供热季热负荷需求，电制冷机制冷满足供冷季冷负荷需求，其次光伏发电满足电负荷，再次由储能系统放电满足负荷高峰或电价高峰负荷，最后不足部分负荷从电网下电，光伏发电高峰时段的余电可上网。各能源耦合图表如下：
供暖季电负荷 - 供需情况
七、经济评价
项目静态总投资815万，资本金比例为20%，项目开工日期2024年7月，建设期6个月，运营期20年，融资利率3.8%，综合运维费50万/年，购电电价标准按一般工商业两部制35-110千伏电价标准。采用最近12个月综合电价，如图：
一般工商业两部制35-110千伏电价
参照行业相关标准，售电价格按1.06元/kWh，供冷基础价格40元/平米，供冷计量价格按0.25元/kWh，供热基础价格40元/平米，供热计量价格按0.25元/kWh，充电桩充电价格按0~5时0.50元/kWh；6~10时0.83元/kWh；11~13时0.50元/kWh；14~15时0.83元/kWh；16~23时1.27元/kWh、余量上网电价按0.3598元/kWh，电碳排因子0.5568，碳综合价格90元/吨。
经综合能源经济评价及辅助规划设计系统【IEEDS】评价分析结果为：全投资收益率税后为6.21%，全投资回收期税后为12.29年，资本金内部收益率税后为14.5%，资本金回收期（税后）为7.35年，参考行业标准该项目财务评价可行。
盈亏平衡分析
单因素敏感性分析
综合能源经济评价及辅助规划设计系统【IEEDS】
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