ECONOMIC MODEL & OPERATIONS

算电协同的运行价值与经济评价

以真实可核验的资源、能耗和服务能力为基础，建立项目级运行评价模型。价值评估应基于现场数据、合同边界与合规要求，而不是承诺固定收益或把算力、响应资源金融化。

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AI 科学示意 · 非实拍、实测或产品规格

ENGINEERING / INTERACTIVE MODEL

24 小时算电协同测算

教学示例，不是实时数据、DCP 算法实测或收益承诺。调整条件，查看同等工作量下的功率、购电量与电费变化。

可迁移任务占比 60%光伏峰值 100 kW

观察时点 12:00

计算任务电量（前后相同）

480 kWh

调整后购电量

1,788 kWh

电量电费差额

81.6 CNY

购电峰值（前 → 后）

125 → 114 kW

现场总功率与光伏出力 / kW

原计划调整后光伏

横向滑动图表，或使用上方时间滑杆查看数值。

12:00 · 原计划 115 kW · 调整后 103 kW · 光伏 100 kW

逐小时购电功率 / kW

原计划调整后

横向滑动图表，或使用上方时间滑杆查看数值。

12:00 · 原计划 15 kW · 调整后 3 kW

日电量电费对比 / CNY

原计划1,271.2

调整后1,189.6

02,400 CNY

同一电价表、同一日电量；仅计算购电的电量电费。

调整后供能构成 / kWh

电网购电: 1,788 kWh
光伏自用: 762 kWh
现场总用电: 2,550 kWh

光伏自用 + 电网购电 = 现场总用电。剩余光伏不计收益。

测算口径、限制与逐小时明细

合成典型日，1 小时步长。固定负荷：08–17 时 95 kW、18–21 时 105 kW，其余 70 kW。计算任务原计划为 20 kW × 24 h；可迁移部分假定 00:00 全部就绪、24:00 前完成。现场上限 160 kW；按购电边际成本分配，每次 1 kWh。示例电价：00–06、23 时 0.4，其余平时 0.7，17–21 时 1.1 CNY/kWh，不对应实际地区电价。未计迁移开销、需量电费、储能、折旧、税费、上网收入或碳排放；削峰并非本例优化目标，峰值可能增加。光伏为正弦形合成出力。

示例原始数据 · 功率 kW / 电价 CNY/kWh
小时	原计划	调整后	光伏	购电·前	购电·后	电价
0	90	114	0	90	114	0.4
1	90	114	0	90	114	0.4
2	90	114	0	90	114	0.4
3	90	114	0	90	114	0.4
4	90	114	0	90	114	0.4
5	90	114	0	90	114	0.4
6	90	114	0	90	114	0.4
7	90	78	26	64	52	0.7
8	115	103	50	65	53	0.7
9	115	103	71	44	32	0.7
10	115	103	87	28	16	0.7
11	115	103	97	18	6	0.7
12	115	103	100	15	3	0.7
13	115	103	97	18	6	0.7
14	115	103	87	28	16	0.7
15	115	103	71	44	32	0.7
16	115	103	50	65	53	0.7
17	115	103	26	89	77	1.1
18	125	113	0	125	113	1.1
19	125	113	0	125	113	1.1
20	125	113	0	125	113	1.1
21	125	113	0	125	113	1.1
22	90	78	0	90	78	0.7
23	90	114	0	90	114	0.4

SYSTEM PATH

从现场条件到可验证的运行闭环

01 / 用能侧价值

通过负荷预测、需量管理、储能策略与设备运行分析，识别单位现场的能效优化空间。所有建议需结合电价机制、设备约束和客户授权执行。

峰谷负荷识别

需量控制建议

储能可用性评估

能耗与碳数据留痕

02 / 算力侧价值

将本地推理、缓存、向量检索和轻量任务安排在靠近数据源的节点，降低不必要的跨区域传输与中心侧资源占用。

本地任务命中率

节点利用率

网络往返时延

单位任务能耗

03 / 运营侧价值

对设备健康、可用容量、响应记录、维护工单和服务等级进行持续计量，为容量规划、服务定价和长期运维提供事实依据。

设备可用性

可调度容量

服务工单闭环

项目级成本归集

COORDINATION ARCHITECTURE

设备、能源与算力各自分层，统一协同。

现场计量与状态

能耗/算力指标

项目级成本模型

运营与服务评价

客户报告与审计

技术方案、设备选型、接口协议、数据保留期限、策略审批与运营指标均应在项目启动阶段共同确认，并以现场测量和验收结果为准。

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小时	原计划	调整后	光伏	购电·前	购电·后	电价
0	90	114	0	90	114	0.4
1	90	114	0	90	114	0.4
2	90	114	0	90	114	0.4
3	90	114	0	90	114	0.4
4	90	114	0	90	114	0.4
5	90	114	0	90	114	0.4
6	90	114	0	90	114	0.4
7	90	78	26	64	52	0.7
8	115	103	50	65	53	0.7
9	115	103	71	44	32	0.7
10	115	103	87	28	16	0.7
11	115	103	97	18	6	0.7
12	115	103	100	15	3	0.7
13	115	103	97	18	6	0.7
14	115	103	87	28	16	0.7
15	115	103	71	44	32	0.7
16	115	103	50	65	53	0.7
17	115	103	26	89	77	1.1
18	125	113	0	125	113	1.1
19	125	113	0	125	113	1.1
20	125	113	0	125	113	1.1
21	125	113	0	125	113	1.1
22	90	78	0	90	78	0.7
23	90	114	0	90	114	0.4

小时	原计划	调整后	光伏	购电·前	购电·后	电价
0	90	114	0	90	114	0.4
1	90	114	0	90	114	0.4
2	90	114	0	90	114	0.4
3	90	114	0	90	114	0.4
4	90	114	0	90	114	0.4
5	90	114	0	90	114	0.4
6	90	114	0	90	114	0.4
7	90	78	26	64	52	0.7
8	115	103	50	65	53	0.7
9	115	103	71	44	32	0.7
10	115	103	87	28	16	0.7
11	115	103	97	18	6	0.7
12	115	103	100	15	3	0.7
13	115	103	97	18	6	0.7
14	115	103	87	28	16	0.7
15	115	103	71	44	32	0.7
16	115	103	50	65	53	0.7
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19	125	113	0	125	113	1.1
20	125	113	0	125	113	1.1
21	125	113	0	125	113	1.1
22	90	78	0	90	78	0.7
23	90	114	0	90	114	0.4

小时	原计划	调整后	光伏	购电·前	购电·后	电价
0	90	114	0	90	114	0.4
1	90	114	0	90	114	0.4
2	90	114	0	90	114	0.4
3	90	114	0	90	114	0.4
4	90	114	0	90	114	0.4
5	90	114	0	90	114	0.4
6	90	114	0	90	114	0.4
7	90	78	26	64	52	0.7
8	115	103	50	65	53	0.7
9	115	103	71	44	32	0.7
10	115	103	87	28	16	0.7
11	115	103	97	18	6	0.7
12	115	103	100	15	3	0.7
13	115	103	97	18	6	0.7
14	115	103	87	28	16	0.7
15	115	103	71	44	32	0.7
16	115	103	50	65	53	0.7
17	115	103	26	89	77	1.1
18	125	113	0	125	113	1.1
19	125	113	0	125	113	1.1
20	125	113	0	125	113	1.1
21	125	113	0	125	113	1.1
22	90	78	0	90	78	0.7
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