光储充一体化项目（样例）
完整规划评价报告

经测算，本项目工程静态投资 477.00 万元，全周期销售收入 3,140.65 万元，总成本费用2,513.98 万元。项目投资财务内部收益率（所得税后）9.10%，高于基准收益率 6.00%；投资回收期9.51 年，小于计算期21 年。

01项目概况

1.1 项目基本情况

本项目名称为光储充一体化项目（样例），建设地点位于某产业园区，地理位置已脱敏，不影响参数复算。计算期 2026—2046 年，共 21 年，其中建设期 12 个月、运营期 20 年。

1.2 建设条件

本项目规划范围为项目所在地块内的用能单元，外部电力由公共电网接入，购电价格按项目所在地分时电价政策执行，运行期内电价按既定增长率调整。

项目用能需求涵盖电负荷等 1 类能源品种，规划期内依托园区既有配电设施与新建能源站实现多能互补供应。

1.3 区域发展现状

本节列示项目所在城市的经济与人口统计指标。样例版本已脱敏，城市名称与统计值不再列示——它们不影响任何一项测算结果，也不会改变本报告的可复算性。

1.4 规划范围与边界

本次规划边界为项目所在地块内的负荷单元及其配套能源系统，对外与公共电网、燃气网络的交互按「可购不可售」原则处理；储能、热泵等调节性设备纳入系统统一调度，不单独计量。

02负荷预测与用能需求

2.1 负荷构成与单元划分

本项目负荷按能源品种划分为多个负荷单元，各单元用能特性依据实测数据或同类项目指标确定。

2.2 负荷曲线

为反映负荷的季节性差异，本节给出冬、春、夏、秋四个代表月的逐时负荷曲线，并以年持续负荷曲线描述全年负荷的分布特征。

横轴为按负荷由大到小排序后的持续时间（小时），用于判断基荷与调峰需求。

2.3 负荷特性指标

经逐时模拟，本项目电负荷最大负荷 0.24 MW，出现在1月1日20时；平均负荷 0.16 MW，年负荷率 68.23%。负荷曲线呈峰谷差异明显型特征，具备通过储能削峰填谷降低容量费用的条件。

03规划方案设计

3.1 规划原则与技术路线

本项目按「以需定供、多能互补、就近消纳、经济可行」的原则开展规划，以负荷预测结果为边界条件，以全生命周期成本最低为目标确定设备配置与运行策略。

技术路线为：先按用能需求确定各类负荷的规模与特性，再依据当地资源条件配置光伏、风电等可再生能源，配备电化学储能平抑波动并参与削峰填谷，冷、热负荷优先由热泵与高效制冷机组满足，最后以外部电网作为兜底保障，形成源、网、荷、储协同的综合能源系统。

3.2 主要设备与工程配置

根据规划比选结果，本项目主要设备与工程配置情况见下表。

上述设备与工程配置合计含税投资 525.00 万元，占工程静态投资的 110.06%；其余为建筑安装工程费、工程建设其他费用与基本预备费，具体分年度投资计划见第 6 章。

3.3 储能配置与运行策略

本项目配置电化学储能，用于平抑可再生能源出力波动、参与峰谷价差套利，并作为重要负荷的备用电源。储能运行策略为：自动：EnergyX AI按需充放。

储能运行参数：放电深度（DOD）85.00%，充电效率 91.50%，放电效率 91.50%，设计寿命 10年，年循环次数上限 660 次。

储能策略共 6 种：0 混合、1 余电、2 网电、3 AI 按需充放、4 手动逐小时曲线、5 手动绿网可充时段、6 AI 全局优化。本项目当前采用策略 3。

3.4 系统组态与拓扑结构

本项目按「源—网—荷—储」分层结构完成组态设计，系统共包含 7 个设备节点与 6 条连接通道，其中电源节点 2 个、储能节点 1 个、转换节点 2 个、负荷节点 1 个、母线 1 条。电气设备经母线汇集后统一分配，氢能链路按「制氢—储运—加注」顺序串联，连接方式按介质分为母线、电缆与管道三类，具体拓扑如下图所示。

3.5 拓扑仿真校核

以 7 月 15 日为例，按组态拓扑进行逐时能量流仿真，校核各连接通道的输送能力与设备运行状态，结果如下表所示。

仿真结果显示，典型日最大用电负荷 0.41 MW，可再生能源最大出力 0.43 MW，电网购电最大功率 0.24 MW。可再生能源出力峰值约占负荷峰值的 104.87%，其余由电网与储能补充，各连接通道均未超出输送能力，系统运行方式可行。

04可再生能源资源与出力模拟

4.1 资源条件

本项目所在地的可再生能源资源条件依据 ERA5（ECMWF 第五代再分析资料，0.25°×0.25° 网格、逐小时）评估：取项目坐标周边 4 个格点按与坐标点的距离加权插值，并对缺测、突变及夜间辐射做数据订正。光伏、风电出力按逐时气象序列模拟，出力曲线已计入组件效率、逆变器效率、线损与衰减等因素。

4.2 逐月出力模拟

按逐时模拟结果，光伏、风电逐月出力曲线如下。图中横轴为小时，纵轴为出力功率；缩略图用于反映月内出力形态，具体数值以第 5 章能量平衡结果为准。

4.3 可再生能源利用指标

经模拟，本项目可再生能源年发电量合计 960.44 MWh，其中光伏 960.44 MWh。可再生能源发电优先自发自用，余电按既定规则处理（上网或弃电）。

05运行模拟与能量平衡

5.1 运行策略

系统运行时按「自发自用优先、储能削峰填谷、外部电网兜底」的顺序调度：可再生能源出力优先满足负荷，不足部分由储能放电补充，仍有缺口时从电网购电；负荷低谷且电价较低时段，由电网或可再生能源向储能充电。

5.2 逐月电量平衡

本节以每月 15 日为典型日，给出电力系统的逐时供需平衡情况，用于反映可再生能源消纳、储能调节与购电的关系。

图5-3、图5-9、图5-10、图5-17、图5-18 在原报告中导出时图像为空或与相邻图叠印，此处不再列图，参数与结果不受影响。

06投资估算与资金筹措

6.1 投资构成

本项目工程静态投资 477.00 万元，项目总投资 486.65 万元（含建设期利息与流动资金）。投资构成中各设备与工程分项占比如下图所示。

6.2 分年度投资计划

按项目建设进度安排，分年度投资与资金筹措计划见下表。

6.3 资金筹措

项目资金由项目资本金与债务资金两部分构成，其中项目资本金97.63万元，占总投资20.06%；债务资金 389.02 万元，占总投资 79.94%。

07财务评价

7.1 评价依据与参数

本项目财务评价依据《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）开展，计算期与项目设定一致，价格体系按含税与不含税分别计列，基准收益率取 6%，所得税按法定税率计取。

7.2 收入与成本

全周期销售收入 3,140.65 万元，总成本费用 2,513.98 万元。逐年收入与总成本费用对比见下图。

7.3 盈利能力

项目投资财务内部收益率（所得税后）为 9.10%，高于基准收益率 6%，项目具备盈利能力。投资回收期为 9.51 年。

7.4 清偿能力与财务生存能力

计算期内资产负债率最大值为 79.94%，处于可控区间，偿债能力基本有保障。

7.5 财务评价结论

经测算，本项目工程静态投资 477.00 万元，全周期销售收入 3,140.65 万元，总成本费用2,513.98 万元。项目投资财务内部收益率（所得税后）9.10%，高于基准收益率 6.00%；投资回收期9.51 年，小于计算期21 年。

7.6 主要财务报表

为完整反映计算期内各年的财务表现，本节按年段列出主要财务报表。本项目计算期 21 年，受版面宽度限制，每张报表按连续 6 年拆分展示，各年段首尾相接、口径一致；表中数值单位为万元并取整，完整明细可在报表模块查看对应经评表。

08敏感性分析与风险

8.1 敏感性分析方法与因素集

本报告采用单因素与多因素两种方式考察方案结论的稳健性。单因素敏感性分析在其余条件不变的前提下，逐一让某一因素在其变化区间内上下浮动，观察项目投资财务内部收益率、资本金财务内部收益率的变化幅度，并据此计算敏感度系数、识别敏感因素；多因素敏感性分析按正交组合同时变动多个因素，用于判断多个不利情形叠加时的效益边界。

因素集与系统「敏感性分析」页面同源，按项目实际配置的设备与负荷类型自动筛选：未涉及的指标不进入因素集，例如未配置电解制氢的项目不分析氢售价、未配置充电桩的项目不分析充电价格。本项目共有 5 项指标进入因素集，其中勾选参与测算的 3 项。

8.2 单因素敏感性测算结果

尚未执行单因素敏感性测算，本节暂无非基准情形数据。请在系统「敏感性分析 → 单因素敏感性分析」中点击「分析数据」完成测算后，回到本报告点击「重新生成」，即可输出敏感度系数与敏感性曲线。

8.3 多因素敏感性分析

尚未执行多因素敏感性测算。多因素分析用于考察多个不利因素同时发生时项目效益的变化，可在「敏感性分析 → 多因素敏感性分析」中勾选参与组合的因素并执行测算。

8.4 盈亏平衡分析

按生产能力利用率表示的盈亏平衡点为 64.07%，即项目产出达到设计生产能力的 64.07% 时，收入与总成本费用相等。

该值越低，说明项目抗风险能力越强；一般认为低于 70% 时具备较好的安全边际。

8.5 风险识别与应对措施

结合本项目配置与上述敏感性结果，主要风险及应对措施如下。

09结论与建议

9.1 主要结论

本项目以用能需求为导向，按多能互补原则完成系统配置与运行方案设计，各项规划指标与财务指标详见前述各章。主要结论汇总如下。

9.2 建议

一是建议在实施前落实电价机制与能源销售协议，锁定收入端的不确定性；二是建议按「分期建设、按需扩容」安排投资节奏，降低初期资金压力；三是建议同步落实接入方案、用地条件与运维主体，确保方案可落地。

本报告结论基于当前规划边界与测算参数，当装机规模、负荷水平、能源价格或政策条件发生实质变化时，应重新测算并更新报告。

10主要参数取值说明

10.1 投资类参数

本节列出投资估算与资金筹措所采用的参数取值及口径，金额单位均为万元（另有标注除外）。

10.2 融资与折旧参数

项目债务资金按下列融资方案逐笔计息，建设期利息计入项目总投资并资本化。

10.3 成本类参数

成本费用由经营成本、折旧摊销、利息支出构成，其中经营成本相关参数取值如下。

10.4 购电价格标准与电费计算

本项目购电价格标准为：一般工商业-两部制-1-10千伏。购电成本按逐时电量与对应电价结算，具体公式如下（电量单位 kWh，电价单位 元/kWh，结果换算为万元）。

（1）电量电费：按逐时购电量×逐时电价计取。

电量电费 ＝ ∑（逐时购电量 × 逐时电价）÷ 10000；逐时电价按分时时段（尖/峰/平/谷）从价格标准取值。

（2）基本电费（两部制）：按月计取一次。

按容量：容量电费 ＝ 计费容量(kVA) × 容量电价(元/kVA·月)；按需量：容量电费 ＝ 需量基数(kW) × 需量电价(元/kW·月)。

月度购电费 ＝ 当月逐时电量电费合计 ＋ 容量电费；计费容量默认取设备选型中的变压器额定容量，可在购电价格标准中修改。

本项目取值：计费容量 100 kVA、容量电价 22 元/kVA·月、需量电价 — 元/kW·月、计费方式 按容量。

10.5 损益类参数

上述价格用于计算营业收入与购能成本；单价为单一制价格时直接乘电量，分时/阶梯计价时按对应时段或阶梯价格逐时（逐档）结算。