假设条件：可安装容量 1 MWp；每千瓦峰值年发电量 1,200 kWh；园区自用率 80%；购电价格 0.25 元或新币单位价格仅作为演示；系统每年衰减 0.5%。

年发电量：1,000 kWp × 1,200 kWh/kWp = 1,200,000 kWh，即约 1.2 GWh。

自用电量：1.2 GWh × 80% = 0.96 GWh；剩余部分视并网规则选择出售、限发或交由储能吸收。

第一年避免购电价值：960,000 kWh × 单位购电价格。还需加入余电收入、运维费、保险、逆变器更换和融资成本，才能计算净现值与回收期。

先确定目标：削减最大需量、峰谷套利、提高光伏自用、应急备用和电网辅助服务需要不同的功率与时长，不能只按“配光伏的百分比”决定容量。

示例：园区希望把晚高峰 2 MW 负荷削减 2 小时，则初步可用能量需求为 2 MW × 2 h = 4 MWh。若考虑 90% 往返效率、10% 安全余量和衰减，铭牌容量需要进一步上调。

年毛收益：可放电量 × 峰谷价差 × 有效循环次数，再叠加需量费节省和辅助服务收入，扣除充电成本、退化成本、运维、保险及融资成本。

重要判断：当峰谷价差缩小、循环频率不足或并网限制增加时，理论收益会明显下降。储能应使用多场景压力测试，而不是单一电价预测。

• 能效应排在能源扩容之前：先减少无效负荷，可降低光伏、储能和变压器的配置规模。
• 功率不等于容量：储能的 MW 决定瞬时输出，MWh 决定能持续多久。
• 关注安全全生命周期：电池项目需要消防分区、热失控监测、应急响应、退役和回收方案。
• 谨慎使用平均电价：项目收益取决于分时价格、需量费、负荷曲线和市场参与条件。
• 核对绿电环境属性：电力合同、绿证与碳核算边界必须一致，避免一份减排效益被多次声明。
• 跨境项目存在里程碑风险：“有条件批准”不等于已投产，仍需许可、融资、购电合同和输电工程落实。
• 保留人工和故障模式：EMS 自动调度应设置设备安全、SOC、关键负荷和电网指令等硬约束。