网页化输出 / Micro Storage

光伏场站微储能成本与物理产出测算

当前页支持按目标储能电量或按装机容量口径换算储能规模；容量口径下既可直接输入装机容量，也可由光伏板数量换算装机容量并按板数配置直接计算微储能单元数量。

来源目标储能电量目标储存 15.00 万kWh/次日利用 6 小时2.88 kWh / 单元85.00% 效率套利占比 60.00%

初始采购投入1.2000 亿元

按当前单元成本与 52,084 个微储能单元换算。

总储能规模150.00 MWh

按反推所需单元数形成的总名义储能容量。

单轮实际可输出电量12.75 万kWh

由总储存电量乘充放电效率得到。

年总收入2773.28 万元

由售电收入与峰谷套利收入合并得到。

静态回本期4.74 年

按 `初始投资 / 年净现金流` 估算。

项目 IRR20.93%

按 25 年项目现金流计算，不计首轮寿命与更换采购成本。

输入参数

顶部控制台

参数集中放在上方，下面所有结果区域实时联动刷新。

储能目标

场站名称储能规模来源目标储存电量（kWh/次）日利用小时（h/天）

微储能单元

单元容量（kWh）单位成本（元/Wh）循环寿命（次）充放电效率日循环次数

服务与周期

年运维成本率年维保成本率场站测算周期（年）售电单价（元/kWh）套利占比（0.60 = 60%）峰电价（元/kWh）谷电价（元/kWh）

结果概览

集中式光伏场站

实时重算

目标储存电量15.00 万kWh

这是统一换算后用于反推微储能单元数的目标值。

储能目标来源目标储能电量

直接输入目标储能电量后反推单元数量。

反推微储能单元数52,084

按 `目标储存电量 / 单元容量` 向上取整。

储存超配余量1.92 kWh

因为单元数必须取整数，总储存电量会略高于目标值。

理论配套光伏功率25.00 MW

按 6 小时日利用完成 1 轮充电所需。

收益判断

售电收入与峰谷套利

年收入按普通售电和峰谷套利两部分并列计算，避免重复统计同一度电。

售电单价0.372997 元/kWh

对应 40.00% 售电电量。

套利净价差0.744530 元/kWh

峰电价减谷电价，对应 60.00% 套利电量。

售电收入694.34 万元

售电电量 1861.52 万kWh

峰谷套利收入2078.94 万元

套利电量 2792.29 万kWh

年总收入2773.28 万元

年可输出电量 4653.81 万kWh

年净现金流 / 静态回本期2533.28 万元

回本期 4.74 年