PROJECT VALUE OVERVIEW
10MW 智算中心 · 示例
当前年度能源成本
5,182万元运行参数估算 · Current / Estimated预计年度成本节省 · 基准
227万元 / 年三情景范围 113–363 万元可移峰 IT 负荷 · 估计
0.84MW持续 2 小时 · 已校核补算空间项目总投资概算
495–803万元平台与实施＋填报设备工程＋预备费投资回收期 · 含收益形成期
5.2年税前概算 · 含形成期固定费用建议推进阶段
专项评估基于当前填报数据与基准情景FOUR WAYS TO OPERATE
同一座设施，四种方案对照
四种方案共用负荷、电价、可用容量和年度机会；年度能源成本按运行参数统一推算。单项方案尚无独立报价，投资回收期仅针对完整联合方案。成本含用电与电池循环费用；冷却按所选情景估计，调度在对应容量余量下求解。
当前运行
年度用能及循环成本节省
0.0万元年用能及循环成本 5,181.5 万元仅优化冷却
年度用能及循环成本节省
179.4万元年用能及循环成本 5,002.2 万元仅算电调度
年度用能及循环成本节省
47.2万元年用能及循环成本 5,134.3 万元算电冷联合
年度用能及循环成本节省
226.6万元年用能及循环成本 4,955.0 万元查看方案构成与相互影响
| 方案 | 冷却节电 | 任务与储能调度 | 持续需量节省 | 合计节省 |
|---|---|---|---|---|
| 当前运行 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | 0.0 |
| 仅优化冷却 | 179.4 | 0.0 | 0.0 | 179.4 |
| 仅算电调度 | 0.0 | 47.2 | 0.0 | 47.2 |
| 算电冷联合 | 179.4 | 47.2 | 0.0 | 226.6 |
联合结果与两个单项简单相加的差额为 0.00 万元 / 年。差额来自共用容量、恢复窗口与电量系数的约束；约束未触及时可能为 0，不预设额外协同收益。电网服务与容量释放单列。
FLEXIBILITY BY DURATION
能调多少，还要看持续多久
相对冷却优化后的运行基线，逐个时长求可恢复的最大平均降载。任务电量以上方目标时长为上限，短时能力不自动外推为长时能力。每一行是独立事件，不可相加或视为连续调度。
事件期间少购电 4.63 MWh
- 之后需补齐 IT 电量
- 1.68 MWh
- 之后需恢复充电
- 3.47 MWh
- 恢复新增用电 · 含辅助随动
- 5.15 MWh
- 最短恢复 / 可用窗口
- 1.74 / 8.0 h
辅助随动默认 0，仅在填写电量系数后计入。上图以最大可调能力为目标，不代表经济最优运行或电网认证容量；也不等于全年节电。假设可调任务按 IT 电量等量补齐，电池从可用电量上限开始并在同日窗口恢复；最短恢复时间按均匀、可并行恢复估算，仍需实际负荷曲线与任务要求确认。
查看功率拆分与事件成本
| 持续时间 | 任务延后 | 辅助随动 | 储能 | UPS | 合计 |
|---|---|---|---|---|---|
| 15 分钟 | 0.84 | 0.00 | 2.00 | 0.00 | 2.84 |
| 1 小时 | 0.84 | 0.00 | 2.00 | 0.00 | 2.84 |
| 2 小时 | 0.84 | 0.00 | 1.48 | 0.00 | 2.32 |
| 4 小时 | 0.42 | 0.00 | 0.74 | 0.00 | 1.16 |
当前所选事件：电池往返损耗 0.52 MWh；按已填峰谷价格、补算及循环成本核算，净用能成本减少 2,360 元。未计电网补偿及未填报的任务业务损失。
ASSESSMENT BASIS
本次概算的依据
示例参数 · 未经项目核验
资料完整度只表示填报情况。可用于早期投资概算；年度收益尚未通过本站运行数据验证。
优先补充：同计量边界的近 12 个月电费与电量；冷却用电分项计量，避免把全部辅助能耗作为冷却；方案目标 PUE、措施范围及形成依据。
概算依据与参考案例 来源可查 · 参数可替换
采用公开能耗方法与开源优化组件，对峰谷代表周期进行计算。三种情景用于比较投资空间，不代表统计置信区间。
参考 DOE 方法与公开改进案例，按控制可实施程度调整；不将个案节能率视为行业保证值。
再校核补算窗口、IT 余量及全站功率上限；不代表已获得电网可调容量认证。
同时限制年运行天数；电网事件预留日不重复用于移峰及储能套利。
已计新增设备与配套工程 0 万元，预备费 10%；不是供应商正式报价。
联合计算任务移峰与储能，保持补算电量和充放电能量平衡；不进行真实任务排程。
参考 DOE 能效方法、Phoenix AI 降载试验、英国长时降载报告；完整来源与适用范围见页末。
查看关键参数取值与来源
| 参数 | 本次取值 | 依据与适用条件 |
|---|---|---|
| 冷却分项用电 | 13,797 MWh/年 | 工程假设 缺少计量时按辅助用电的 75% 拆分，不是通用行业比例。 |
| 冷却用电改善 | 10 / 20 / 30 %（无方案时） | 工程情景 10/20/30% 按可控性调整；案例只支持机制，未统计拟合。 |
| 方案目标 PUE | 1.255 | 工程情景 基准计算值；填报目标也需同口径计量确认。 |
| 可调 IT 负荷比例 | 12 % | 工程情景 默认由 AI 占比和任务灵活性推算；个案比例不代表本站能力。 |
| 年度移峰机会 | 400 小时 | 工程情景 默认三情景 250/400/600 小时，另受同日恢复和年度运行约束。 |
| 低价补算 / 充电窗口 | 8 小时/日 | 工程假设 默认最多 8 小时；与响应时长合计不超过 24 小时。 |
| 移峰电量系数 | 1 | 保守口径 默认 1，仅计 IT 移峰电量；高于 1 的冷却随动效应需要运行数据支持。 |
| 电池往返效率 | 85 % | 公开技术参考 NREL 2024 ATB 采用 85% 代表值；按具体设备边界替换。 查看来源 ↗ |
| 储能额定能量可用比例 | 80 % | 工程假设 默认 80%；储能能量按电池侧额定容量，充放电效率对称拆分。 |
| 循环损耗成本 | 0.08 元/放电kWh | 工程假设 默认 0.08；与其他年成本避免重复计提，更换预算须说明是否另计。 |
| 计费需量削减 | 0 MW | 缺省不计 无项目值按 0；有值仍受冷却改善功率约束，补算及充电受新需量上限约束。 |
| 平台与实施预算 | 5,900,000 元 | 内部预算 沿用 StarGrid 初步范围，未经市场报价校准，不是行业单价。 |
| 新增设备及工程 | 0 元 | 尚无新增预算 新增设备必填才显示项目完整回收期；填 0 也仅表示填报。 |
| 预备费 | 10 % | 工程假设 默认 10%，项目可替换为 0–30%；不是概算准确率。 |
| 年度固定服务费 | 650,000 元/年 | 内部预算 基础 / 完整方案默认 35 / 65 万元/年；按实际合同替换。 |
| 其他新增年成本 | 0 元/年 | 缺省不计 运维、迁移、设备辅助用能、租赁等尚未填写的成本不会自动估算。 |
| 绩效费比例 | 10 % | 内部假设 按留存收益扣固定费用后正额计提，默认 10%。 |
| 收益形成期 | 6 个月 | 工程假设 默认 6 个月收入为 0，固定年费用从项目起点持续计入。 |
VALUE BREAKDOWN
年度成本节省构成
COOLING POTENTIAL
1.301.255
年度 PUE · 基准估计
以上三项合计为能源成本节省；电网服务与容量释放单独评估，不计入回收期。
RECOMMENDED ENGAGEMENT · BASE CASE
算电冷协同专项评估
2.0MW 代表性 IT 集群 + 对应冷却系统
- 建议合作结构
- 先开展专项评估，再确定投资规模
- 专项评估预算
- 20–50 万元
IMPLEMENTATION READINESS
实施条件概览
- 运行基线
- 待补充账单或分项计量
- 设施接口
- 可提供接口与数据
- 算力调度
- 已填报具备调度接口
- 收益归属
- 业主留存比例 100%（填报）
- 运行安全
- 待确认业务要求与操作授权
- 市场资格
- 待核验项目资格与结算条款
根据本次填报整理，具体条件将在专项评估中共同确认。
PROJECT INVESTMENT & RETURNS
投资构成与业主净收益
五年累计净现金流 -27 万元。按本情景投资与稳定运行收益、6 个月收益形成期估算；期间收入按 0，固定费用持续计入；为税前、未折现口径，不含融资及未填报的更换成本。预算或报价补齐后可直接替换本次假设。
NET BENEFIT RECONCILIATION
从节省到净收益，每一项算清楚
补算与充电发生在恢复时段；电池损耗已体现在充电量中，循环成本另列。其他新增年度成本按填报扣除，需包括实际运维、租赁或迁移等费用；本模型不自动估算跨站迁移业务。电网服务不并入本项净收益。
DECISION SENSITIVITY · BASE CASE
哪些因素最影响投资判断
每项单独上下调整 20%，其他条件保持基准；触及物理边界时截断。此为敏感性试算，不是预测误差或概率区间。
| 因素 | 参数降低 20% 年净收益 / 回收期 | 参数提高 20% 年净收益 / 回收期 |
|---|---|---|
| 冷却改善幅度 | 113 万元 / 6.5 年 | 178 万元 / 4.3 年 |
| 平台及设备投资 | 145 万元 / 4.3 年 | 145 万元 / 6.1 年 |
| 年度固定费用 | 157 万元 / 4.8 年 | 134 万元 / 5.6 年 |
| 峰谷电价差 | 135 万元 / 5.6 年 | 156 万元 / 4.9 年 |
| 年度移峰小时 | 137 万元 / 5.5 年 | 154 万元 / 4.9 年 |
| 可调任务比例 | 142 万元 / 5.3 年 | 149 万元 / 5.1 年 |
对投资较敏感的假设，应优先取得项目资料后再决定实施范围。试算始终基于基准情景，不随上方情景切换。
NEXT STEP
确认基础数据，开展专项评估
双方确认项目负责人与数据口径，结合近 12 个月账单和 15 分钟运行曲线，明确专项评估范围。
近 12 个月电费、分时电价与合同需量
15 分钟 IT / 全站负荷与冷却分项能耗
冷站、UPS、储能配置及运行边界
任务分类、SLA、调度接口与收益归属
测算依据与待确认事项
- 江苏的 DR / VPP / 电力市场资格及结算条款待核验，市场收益未计入回收期。
- 供电容量未填写，以 IT 设计容量 × 当前 PUE 作为统一容量假设；四种方案共用此上限，需现场核对。
- 电网服务收益与扩容潜力单独评估，不计入能源成本节省及投资回收期。
- 投资概算包括平台与实施预算、填报的新增设备及配套工程、预备费；第三方投资的费用也需按项目全口径填报，未自动扣除融资主体承担部分。
- 现金流为税前、未折现、不含融资与未填报的设备更换、迁移成本；收益形成期 6 个月，期间收入按 0，固定服务和其他年成本自项目起点持续计入；收益形成后按稳定年收益估算。
- 任务移峰电量系数默认 1，仅计 IT 电量；未经验证的冷却随动效果不自动增加收益。储能效率默认参考 NREL ATB 的 85%，额定能量可用比例和循环成本仍为可替换假设。
- HiGHS 优化的是平均负荷下的峰谷代表周期，假设移走任务在低价窗口补齐；不等同于逐时全年调度、任务 SLA 验证或正式工程设计。
- 冷却架构、气候与铭牌制冷量用于评估范围说明，未据此建立设备仿真；无分项计量时，冷却占辅助用电 75% 为工程假设。
- 概算情景是供投资判断的范围，不是统计置信区间；来源支持方法和案例，不构成机构对本产品或项目收益的背书。
接入建议：只读数据采集 → 方案审核确认 → 授权范围内执行；保留原系统安全联锁与控制优先级，必要时恢复原有控制策略。是否需要施工或停机窗口，须现场确认。
冷却基线已知项：12 MWth 铭牌制冷量，仅用于确定评估范围；13797 MWh 年冷却电量（辅助能耗拆分估计）。
市场状态：江苏 · DR 未参与（填报） / VPP 未参与（填报） / 电力市场 未参与（填报）。具体产品可用性、资格和结算需当地核验。
本结果基于填报数据与预设情景；实际改善幅度、投资和收益须结合现场评估确认。示例不代表实际项目业绩。
储能效率参考 · NREL 2024 ATB ↗采用 85% 代表往返效率作为缺省参考；并非本项目设备保证值，未采用美国投资单价。
节能量核验方法 · DOE / FEMP M&V 5.0 ↗参考基线、调整因素与改造后计量的核验思路；未宣称当前概算已完成现场 M&V。
数据中心需求响应现场研究 · LBNL-5763E ↗四站点研究涉及 IT、冷却和负载迁移；组合降载不能全部归因于计算任务延后。
能耗与冷却效率方法 · US DOE / FEMP ↗支持 PUE、能源计量及冷却优化方法；10% / 20% / 30% 为本工具工程情景，非 DOE 对项目收益的保证。
Intuit Quincy 能效改进 · DOE Better Buildings ↗公开案例支持冷却及运行改进方向；与当前项目设备、气候及改造范围未必一致。
AI 负荷降载试验及数据 · Nature Energy ↗Phoenix 试验目标 25% 降载、3 小时；是参考案例，不是当前项目承诺。
长时 AI 降载联合试验 · National Grid / EPRI / Nebius ↗2026 年报告披露超过 10 小时的 10% 降载；用于检查时长适用边界。
计算任务需求响应 · Google ↗支持任务延后及补算机制；不支持本工具每年 250 / 400 / 600 小时的预设值。
跨地域算电协同 · 华北电力大学 / 阿里巴巴 ↗跨地域迁移案例；本工具未计跨站迁移收益及相关成本，不能直接复现该案例。
能源系统优化方法参考 · REopt ↗参考能源平衡与调度经济分析思路；本工具没有调用 REopt 引擎。
已接入开源求解器 · HiGHS ↗通过 highs-js 1.15.2 执行峰谷代表周期的线性优化；求解正确不代表项目假设已实测验证。
JavaScript 集成组件 · highs-js ↗MIT 开源组件，随项目运行；没有单独建设优化服务。
虚拟电厂发展指导意见 · 发改能源〔2025〕357号 ↗当地接入、检测和市场准入仍需核验
电力需求侧管理办法（2023年版） ↗政策背景，不作为项目收益或资格证明
江苏省虚拟电厂高质量发展通知（2025） ↗支持政策与建设运营路径；不代表本站资格或补偿水平