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核心结论:按“光伏剩余容量×70%=储能功率,功率×3=储能容量”配置,可实现光伏供电量**+63%**、峰值放电降电费,配合微电网优化,收益更稳。 一、配置逻辑与供电增益 配置规则:光伏剩余容量×70%=储能功率;功率×3=储能容量(3小时时长)。 供电增益:光伏→剩余电量存储能→峰值放电,供电量提升63%(1×0.7×0.9,含充放损耗)。 微电网价值:优化源网荷储调度,提高自发自用率,平抑负荷、降低最大需量,适配峰谷/现货电价套利。 二、盈利来源与测算(以山东1月为例) 核心收益:峰谷/尖峰套利(平0.4360元/千瓦时,尖峰0.8720元/千瓦时,深谷0.1308元/千瓦时)。 辅助收益:需量优化(两部制电价用户,储能削峰降最大需量,省基本电费);自发自用提升(减少高价购网);微电网协同(优化调度、参与需求响应)。 简易测算(示例):光伏1MW,剩余容量0.5MW→储能功率0.35MW、容量1.05MWh;日均光伏余电充0.35MW×3h=1.05MWh;尖峰放电1.05MWh×(0.8720-0.1308)=0.778元/次;年约250次→年套利约19.45万元;叠加需量优化年省约5-8万元,总收益约24-27万元。 三、关键落地要点 容量与时长:按“剩余容量×70%=功率,功率×3=容量”配置,保证3小时放电时长,匹配峰值负荷。 充放策略:光伏余电优先充;余电不足时谷电/深谷电补充;严格在尖峰/高峰放电,最大化价差。 微电网调度:实时监测负荷与光伏出力,动态充放;平抑负荷峰值,降低最大需量;接入虚拟电厂参与需求响应,获取额外收益。 成本与回报:当前储能系统成本约0.5-0.6元/Wh,1.05MWh储能投资约52.5-63万元;IRR约12-15%,回收期约6-8年(视峰谷差与补贴)。 风险与应对:光伏出力波动→微电网动态调度;电价政策调整→锁定长期电价协议;电池衰减→选循环寿命≥8000次的磷酸铁锂,定期维护。 四、优化建议 分时优先:优先在尖峰/高峰放电,谷/深谷补充,拉大价差。 需量管理:315kVA以上用户用储能削峰,降低基本电费。 政策叠加:关注地方储能补贴、绿证交易,提升收益。 运维保障:选优质电池与BMS,确保充放效率与安全。 需要我按你的光伏装机、剩余容量和山东1月尖峰/高峰/平/谷电价,出一份精确的收益测算表(含投资、年收益、IRR和回
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海南与南方电网签署"十五五"战略协议,计划投资460亿元打造现代化电网 内容概括 1. 协议核心内容海南省政府与中国南方电网公司在广州签署了"十五五"深化战略合作协议。根据协议,南方电网将在"十五五"期间计划投资460亿元,用于加强海南电网基础设施建设。重点任务包括深入推进新型电力系统建设、加快建设海南-广东电力灵活互济工程,并设定目标到2030年实现海南220千伏变电站县域全覆盖,以提升电网的支撑保障水平,更好地服务海南自由贸易港建设。 2. 重要工程基础此协议的签署建立在近期重大电力工程取得进展的基础上。就在上个月(2025年12月15日),全国首个500千伏省域数字电网——海南500千伏主网架工程正式投产,同时海南-广东电力灵活互济工程也进入了动员建设阶段。500千伏主网架工程总投资57亿元,新建输电线路838公里,形成"口"字形环网,使海南电网核心主网架的电力输送能力提升了4倍以上。粤琼电力互济工程建成后,跨海联网输电能力将显著增强。 3. 技术特色与目标这些电网建设强调数字化和智能化。500千伏主网架工程集成了数字技术,构建了物理电网与数字孪生电网一体化的运行体系,能够更精准地捕获数据、快速定位故障,旨在满足海南自贸港封关运作后预期增长的用电需求和对高可靠性供电的要求。电网的强化也将更好地支持新能源接入,助力能源绿色转型,服务海南的"三区一中心"战略定位,特别是"国家生态文明试验区"的建设。 4. 即时行动与长远展望为落实协议,海南电网已迅速行动。2026年第一季度计划投资16亿元,全力推进包括主网和配网在内的325个项目建设。南方电网预测,到2030年,海南全省最高电力负荷将达到1550万千瓦,"十五五"期间全社会用电量年均增长率预计为10.3%。此次大规模投资旨在构建一个更安全、可靠、绿色、高效的智能电网,为海南自由贸易港的高质量发展提供坚实的能源动力。
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核心结论:按“光伏剩余容量×70%=储能功率,功率×3=储能容量”配置,可实现光伏供电量**+63%**、峰值放电降电费,配合微电网优化,收益更稳。 一、配置逻辑与供电增益 配置规则:光伏剩余容量×70%=储能功率;功率×3=储能容量(3小时时长)。 供电增益:光伏→剩余电量存储能→峰值放电,供电量提升63%(1×0.7×0.9,含充放损耗)。 微电网价值:优化源网荷储调度,提高自发自用率,平抑负荷、降低最大需量,适配峰谷/现货电价套利。 二、盈利来源与测算(以山东1月为例) 核心收益:峰谷/尖峰套利(平0.4360元/千瓦时,尖峰0.8720元/千瓦时,深谷0.1308元/千瓦时)。 辅助收益:需量优化(两部制电价用户,储能削峰降最大需量,省基本电费);自发自用提升(减少高价购网);微电网协同(优化调度、参与需求响应)。 简易测算(示例):光伏1MW,剩余容量0.5MW→储能功率0.35MW、容量1.05MWh;日均光伏余电充0.35MW×3h=1.05MWh;尖峰放电1.05MWh×(0.8720-0.1308)=0.778元/次;年约250次→年套利约19.45万元;叠加需量优化年省约5-8万元,总收益约24-27万元。 三、关键落地要点 容量与时长:按“剩余容量×70%=功率,功率×3=容量”配置,保证3小时放电时长,匹配峰值负荷。 充放策略:光伏余电优先充;余电不足时谷电/深谷电补充;严格在尖峰/高峰放电,最大化价差。 微电网调度:实时监测负荷与光伏出力,动态充放;平抑负荷峰值,降低最大需量;接入虚拟电厂参与需求响应,获取额外收益。 成本与回报:当前储能系统成本约0.5-0.6元/Wh,1.05MWh储能投资约52.5-63万元;IRR约12-15%,回收期约6-8年(视峰谷差与补贴)。 风险与应对:光伏出力波动→微电网动态调度;电价政策调整→锁定长期电价协议;电池衰减→选循环寿命≥8000次的磷酸铁锂,定期维护。 四、优化建议 分时优先:优先在尖峰/高峰放电,谷/深谷补充,拉大价差。 需量管理:315kVA以上用户用储能削峰,降低基本电费。 政策叠加:关注地方储能补贴、绿证交易,提升收益。 运维保障:选优质电池与BMS,确保充放效率与安全。
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