Nghiên cứu điển hình về Hệ thống lưu trữ pin năng lượng mặt trời: 151kWp PV + 200kWh BESS Giảm 64% Phụ thuộc vào Lưới điện tại Khu phức hợp Thương mại Cebu

Vào tháng 4 năm 2025, một hệ thống quang điện mặt trời công suất 150kWp tích hợp với hệ thống lưu trữ năng lượng bằng pin lithium sắt phosphate 200kWh đã được đưa vào vận hành tại Khu phức hợp Thương mại Monteverde ở Thành phố Cebu, Philippines. Dự án được thiết kế và triển khai cho Greenpeak Development Corporation, một nhà điều hành bất động sản thương mại tầm trung quản lý năm tài sản bán lẻ và văn phòng trên khu vực Visayas. Sau 14 tháng hoạt động liên tục, hệ thống lắp đặt năng lượng mặt trời lai kết hợp lưu trữ đã giảm 64% mức tiêu thụ điện lưới của khu phức hợp và loại bỏ trung bình 4,2 giờ ngừng hoạt động hàng ngày do mất điện trước đây đã làm gián đoạn hoạt động của khách thuê trên 38 đơn vị bán lẻ, ba nhà hàng và hai tầng văn phòng.

Greenpeak Development Corporation vận hành Khu phức hợp Monteverde, một cơ sở đa chức năng rộng 12.500 mét vuông, nơi có các cửa hàng bán lẻ, các đơn vị kinh doanh thực phẩm và đồ uống, và các không gian văn phòng chuyên nghiệp. Mức tiêu thụ điện năng cơ bản của tòa nhà trung bình 8.400 kWh mỗi ngày, chủ yếu do hệ thống điều hòa không khí trung tâm, hệ thống làm lạnh thương mại, chiếu sáng và cơ sở hạ tầng CNTT trên 43 đơn vị khách thuê.

Lưới điện Visayas của Philippines, do Tập đoàn Lưới điện Quốc gia Philippines quản lý, đã trải qua tình trạng bất ổn điện áp mãn tính trong suốt năm 2023 và 2024. Theo dữ liệu từ Cơ quan Điều hành Thị trường Điện độc lập Philippines, hành lang Cebu-Mactan đã ghi nhận trung bình 11,7 lần mất điện đột xuất mỗi tháng vào năm 2024, với thời gian mất điện riêng lẻ dao động từ 25 phút đến 6 giờ. Sự cố kéo dài nhất vào tháng 8 năm 2024 đã làm mất điện một phần Thành phố Cebu trong 8,3 giờ. Đối với Monteverde, mỗi giờ ngừng hoạt động tương đương với ước tính 42.000 PHP doanh thu bị mất và hàng tồn kho bị hư hỏng, với các đơn vị kinh doanh thực phẩm gánh chịu tổn thất nặng nề nhất.

Greenpeak ban đầu đã xem xét việc lắp đặt chỉ năng lượng mặt trời vào cuối năm 2023. Tuy nhiên, chương trình đo lường ròng do Ủy ban Điều tiết Năng lượng và Công ty Phân phối Điện địa phương Visayan Electric Company quản lý đã áp đặt giới hạn xuất khẩu 100kWp đối với khách hàng thương mại trong hạng mục biểu giá của họ. Điều này có nghĩa là sản lượng dư thừa ban ngày không thể được chuyển đổi thành tiền mặt hoàn toàn thông qua xuất khẩu lên lưới. Đồng thời, thời gian nhu cầu đỉnh điểm của khu phức hợp diễn ra từ 14:00 đến 19:00, chỉ trùng lặp một phần với giờ sản xuất năng lượng mặt trời đạt đỉnh từ 10:00 đến 14:00. Một hệ thống chỉ năng lượng mặt trời sẽ giải quyết khoảng 40% mức tiêu thụ hàng ngày nhưng vẫn để thời gian cao điểm quan trọng vào cuối buổi chiều và buổi tối hoàn toàn phụ thuộc vào lưới điện không đáng tin cậy. Lưu trữ bằng pin không phải là tùy chọn; đó là cấu hình duy nhất có ý nghĩa về mặt tài chính và hoạt động.

Nhóm dự án đã đánh giá ba phương án cấu hình trước khi chốt kiến trúc cuối cùng: hệ thống ghép nối DC với một bộ biến tần lai duy nhất, hệ thống sửa đổi ghép nối AC với các bộ biến tần PV và pin riêng biệt, và thiết kế ghép nối DC tích hợp hoàn toàn với chuyển đổi nguồn phân tán. Lựa chọn thứ ba được chọn vì hiệu suất khứ hồi cao hơn và kết nối lưới một điểm đơn giản hóa.

Một mảng năng lượng mặt trời lắp đặt trên mặt đất đã được lắp đặt trên một bãi đậu xe mở rộng chưa sử dụng rộng 980 mét vuông ở phía nam tòa nhà. Mảng này bao gồm 340 mô-đun PERC đơn tinh thể có công suất 445Wp mỗi mô-đun, được cung cấp bởi nhà sản xuất Hạng 1 với các cơ sở sản xuất tại Giang Tô, Trung Quốc. Các mô-đun được sắp xếp thành 17 chuỗi, mỗi chuỗi 20 tấm pin, cung cấp tổng công suất DC lắp đặt là 151,3kWp. Cấu trúc lắp đặt sử dụng thép mạ kẽm nhúng nóng với độ nghiêng cố định 12 độ được tối ưu hóa cho vĩ độ 10,3 độ bắc của Cebu. Tính toán tải trọng gió tuân thủ Quy chuẩn Kết cấu Quốc gia Philippines, với cấu trúc được đánh giá cho sức gió giật cấp bão 250 km/h sau các bài học tăng cường từ Bão Odette năm 2021.

Hệ thống lưu trữ pin bao gồm bốn mô-đun pin danh định 51,2V được kết nối theo cấu hình nối tiếp-song song, cung cấp tổng công suất danh định 200kWh ở điện áp 204,8V DC. Mỗi mô-đun là một đơn vị rack 16S LiFePO4 với công suất danh định 50kWh, được sản xuất bằng các cell hình lăng trụ có tuổi thọ 6.000 chu kỳ ở độ sâu xả 80% ở nhiệt độ môi trường 25 độ C với tốc độ sạc và xả 0,5C. Công suất sử dụng thực tế được cấu hình ở mức 180kWh, đại diện cho giới hạn độ sâu xả 90% được hệ thống quản lý pin thực thi để bảo tồn tuổi thọ chu kỳ. Giám sát cấp cell theo dõi điện áp riêng lẻ với độ chính xác đo lường cộng hoặc trừ 5mV, và độ lệch điện áp giữa các cell được duy trì dưới 30mV trong mọi điều kiện hoạt động thông qua cân bằng thụ động ở mức 100mA mỗi cell.

Quản lý nhiệt dựa vào đối lưu bằng khí cưỡng bức với bốn quạt DC điều khiển bằng nhiệt độ cho mỗi tủ mô-đun. Vỏ pin có xếp hạng IP54, với các mô-đun được đặt trong một container vận chuyển 20 feet đã được sửa đổi, trang bị thêm các tấm cách nhiệt, một bộ điều hòa không khí tách biệt duy trì nhiệt độ bên trong từ 22 đến 28 độ C quanh năm, hệ thống phát hiện khói và hệ thống chữa cháy bằng chất sạch sử dụng Novec 1230. Container được đặt trên một bệ bê tông liền kề với mảng năng lượng mặt trời, với các cáp DC kết nối chạy qua ống dẫn PVC chôn sâu 600mm.

Hệ thống chuyển đổi nguồn được xây dựng xung quanh hai bộ biến tần lai 80kW hoạt động song song, mỗi bộ có điện áp đầu vào DC tối đa là 1.000V và công suất đầu ra AC danh định là 80kW ở điện áp ba pha 400V. Các bộ biến tần hỗ trợ bốn kênh theo dõi điểm công suất tối đa độc lập, với hai kênh được gán cho mảng PV và hai kênh dành riêng cho điều khiển sạc và xả pin. Các đơn vị đồng bộ hóa thông qua bus CAN tốc độ cao chạy ở tốc độ 500 kbps, với cấu hình chủ-tớ cho phép chuyển đổi dự phòng liền mạch nếu một trong hai đơn vị ngoại tuyến.

Hệ thống quản lý năng lượng chạy trên bộ điều khiển nhúng cấp công nghiệp với bộ xử lý ARM 1,2GHz, RAM 2GB và bộ nhớ trạng thái rắn 32GB. Phần mềm EMS triển khai thuật toán tối ưu hóa thời gian sử dụng, thu thập dữ liệu theo khoảng thời gian 15 phút từ một đồng hồ đo hai chiều tại điểm kết nối lưới, đọc bức xạ mặt trời thời gian thực từ hai máy đo bức xạ mặt trời với khoảng thời gian lấy mẫu 5 giây, trạng thái sạc pin từ BMS qua Modbus TCP với khoảng thời gian thăm dò 1 giây và dữ liệu tải tòa nhà từ 12 điểm đo phụ. Logic điều khiển phát lệnh sạc và xả với chu kỳ vòng lặp điều khiển 10 giây, nhắm mục tiêu ba mục tiêu hoạt động theo thứ tự ưu tiên: tối đa hóa tự tiêu thụ, giảm nhu cầu đỉnh để duy trì nhập khẩu lưới dưới ngưỡng hợp đồng 65kW và dịch chuyển thời gian năng lượng mặt trời dư thừa để bao phủ đỉnh tối từ 17:00 đến 20:00.

Hệ thống quản lý pin hoạt động ở ba cấp độ phân cấp. Các bảng giám sát cấp cell lấy mẫu điện áp và nhiệt độ trên mỗi cell hình lăng trụ với khoảng thời gian 200ms. Bộ điều khiển BMS cấp mô-đun tổng hợp dữ liệu từ 16 bảng cell và thực thi các ngưỡng bảo vệ bao gồm quá áp ở mức 3,65V mỗi cell, dưới áp ở mức 2,50V mỗi cell, quá nhiệt ở mức 60 độ C và khóa sạc dưới nhiệt độ ở mức 0 độ C. Bộ điều khiển BMS cấp hệ thống giao tiếp với EMS và bộ biến tần qua Modbus TCP và đầu ra kỹ thuật số tiếp điểm khô để báo hiệu tắt khẩn cấp.

Công tác dân dụng bắt đầu vào ngày 6 tháng 1 năm 2025, với việc dọn dẹp địa điểm, đào móng và đổ bê tông cho cấu trúc lắp đặt năng lượng mặt trời và bệ container pin. 180 cọc móng của mảng năng lượng mặt trời đã được đóng xuống độ sâu 1,8 mét, với thử nghiệm nén đất xác nhận khả năng chịu tải vượt quá 150 kPa tại tất cả các vị trí cọc. Việc bảo dưỡng bê tông đòi hỏi 14 ngày do độ ẩm trung bình 82% của Cebu vào tháng 1, làm kéo dài lịch trình hơn một chút so với kế hoạch ban đầu là 10 ngày.

Việc lắp đặt mô-đun bắt đầu vào ngày 3 tháng 2 và hoàn thành trong 11 ngày làm việc bởi một đội gồm sáu kỹ thuật viên lắp đặt và một kỹ sư giám sát. Container pin được giao từ Cảng Cebu vào ngày 8 tháng 2 bằng xe moóc sàn thấp có xe hộ tống của cảnh sát trên tuyến đường bộ dài 14 km, bao gồm hai cây cầu có giới hạn tải trọng đã được Cục Công trình Công cộng và Đường cao tốc chấp thuận trước. Việc dỡ container sử dụng cần cẩu di động 50 tấn, với độ chính xác định vị được xác minh bằng thước đo laser trong phạm vi 5mm trên bốn điểm góc của bệ.

Việc tích hợp điện, bao gồm cáp DC, lắp đặt thiết bị đóng cắt AC và dây điều khiển, mất 18 ngày làm việc. Công việc đơn lẻ tốn thời gian nhất là lắp đặt một bộ ngắt kết nối lưới 400A mới trong phòng thiết bị đóng cắt chính của tòa nhà, đòi hỏi một lần cắt điện toàn bộ tòa nhà theo lịch trình 8 giờ được phối hợp với tất cả 43 khách thuê trước ba tuần. Việc vận hành thử bắt đầu vào ngày 18 tháng 3 và bao gồm một quy trình kiểm tra có cấu trúc 120 điểm bao gồm các phép đo điện trở cách điện trên tất cả các chuỗi DC ở điện áp 1.000V, xác minh đồng bộ hóa bộ biến tần và chia sẻ tải, chu kỳ sạc và xả pin ở các tốc độ 0,2C, 0,5C và 1,0C, xác thực logic điều khiển EMS trên 48 kịch bản lưới và tải mô phỏng, và chạy thử nghiệm độ tin cậy không giám sát trong 72 giờ ở công suất hệ thống đầy đủ.

Một vấn đề đáng kể đã phát sinh trong quá trình vận hành thử pin: hai trong số bốn mô-đun pin có sự mất cân bằng trạng thái sạc là 7,2% sau chu kỳ xả đầy đầu tiên, được truy nguyên do sự khác biệt về phần mềm trên các bảng BMS phụ đã được vận chuyển với các giá trị bù hiệu chuẩn khác nhau. Nhóm hỗ trợ từ xa của nhà sản xuất đã đẩy một bản cập nhật phần mềm qua giao diện đám mây EMS vào ngày 22 tháng 3 và sự mất cân bằng đã giảm xuống dưới 1,5% sau một chu kỳ sạc cân bằng duy nhất. Không cần thay thế phần cứng. Hệ thống đã được bàn giao chính thức vào ngày 2 tháng 4 năm 2025, chậm hơn 12 ngày so với lịch trình ban đầu do kéo dài thời gian bảo dưỡng bê tông và sửa lỗi phần mềm BMS.

Dữ liệu hiệu suất được trích xuất từ cơ sở dữ liệu lịch sử EMS bao gồm giai đoạn từ ngày 2 tháng 4 năm 2025 đến ngày 1 tháng 6 năm 2026. Trong 14 tháng này, hệ thống đã ghi nhận tổng cộng 426 ngày hoạt động, với 3 ngày ngừng hoạt động theo kế hoạch để bảo trì định kỳ bán niên và 2 ngày ngừng hoạt động đột xuất liên quan đến một đợt tăng điện áp phía lưới vào ngày 17 tháng 9 năm 2025, đã kích hoạt chức năng bảo vệ chống đảo pha của bộ biến tần và yêu cầu kỹ thuật viên tại chỗ đặt lại thủ công. Khả dụng hệ thống tổng thể được tính là 98,8%.

Sản lượng năng lượng mặt trời trung bình 642 kWh mỗi ngày, với mức trung bình hàng tháng dao động từ 521 kWh mỗi ngày vào tháng 12 trong mùa gió mùa đông bắc với mây che phủ tăng lên, đến 718 kWh mỗi ngày vào tháng 5 trong mùa khô. Tổng sản lượng năng lượng mặt trời trong 14 tháng là khoảng 273.500 kWh. Hệ thống pin đã hoạt động trung bình 142 kWh mỗi ngày, tương đương 0,79 chu kỳ tương đương đầy đủ mỗi ngày ở mức công suất sử dụng được 180kWh. Hiệu suất khứ hồi của pin, được đo bằng năng lượng DC xả chia cho năng lượng DC sạc trong mỗi chu kỳ hoàn chỉnh, trung bình 94,8% trên tất cả các chu kỳ, phù hợp với thông số kỹ thuật của nhà sản xuất là 95% cộng hoặc trừ 1,5% ở tốc độ trung bình 0,5C.

Lượng điện nhập khẩu từ lưới đã giảm từ mức cơ bản trước khi lắp đặt là 8.400 kWh mỗi ngày xuống còn trung bình 3.024 kWh mỗi ngày, tương đương giảm 64%. Nhu cầu đỉnh điểm của khu phức hợp đo được tại điểm kết nối lưới đã giảm từ 142kW xuống 57kW, thấp hơn nhiều so với ngưỡng hợp đồng 65kW và loại bỏ các khoản phạt phí nhu cầu hàng tháng vốn trung bình 18.500 PHP trước khi lắp đặt. Tỷ lệ tự tiêu thụ, được định nghĩa là năng lượng mặt trời tiêu thụ tại chỗ chia cho tổng sản lượng năng lượng mặt trời, là 91,2%, với 8,8% còn lại được xuất khẩu lên lưới theo chương trình đo lường ròng với giá bán điện 5,68 PHP mỗi kWh.

Tổng chi phí vốn dự án là 18.200.000 PHP, tương đương khoảng 324.000 USD với tỷ giá hối đoái phổ biến vào đầu năm 2025. Con số này bao gồm tất cả việc mua sắm thiết bị, phí vận chuyển và nhập khẩu, công tác dân dụng, nhân công lắp đặt, vận hành thử và 5% chi phí dự phòng đã được sử dụng một phần bởi thời gian bảo dưỡng bê tông kéo dài và khắc phục phần mềm BMS. Hội đồng Đầu tư Philippines đã cấp thời gian nghỉ thuế thu nhập 7 năm cho thành phần năng lượng tái tạo theo Đạo luật Phục hồi Doanh nghiệp và Khuyến khích Thuế cho Doanh nghiệp, áp dụng cho 72% giá trị dự án thuộc về thiết bị sản xuất năng lượng mặt trời.

Chi phí điện hàng tháng tiết kiệm trung bình 1.398.000 PHP trong 14 tháng đầu tiên, bao gồm 1.162.000 PHP chi phí tiêu thụ kWh giảm, 127.000 PHP phí nhu cầu bị loại bỏ và 109.000 PHP tín dụng xuất khẩu đo lường ròng. So với điều này, hệ thống phát sinh khoảng 38.000 PHP mỗi tháng chi phí hoạt động bao gồm hợp đồng bảo trì định kỳ với đối tác EPC địa phương, tiêu thụ điện HVAC cho container pin, phí đăng ký đám mây EMS và một khoản nhỏ cho việc thay thế bộ lọc gió bộ biến tần và vật tư tiêu hao chung. Do đó, khoản tiết kiệm ròng hàng tháng trung bình là 1.360.000 PHP.

Với tỷ lệ tiết kiệm ròng này, thời gian hoàn vốn đơn giản được dự kiến là 13,4 tháng kể từ khi vận hành, hoặc khoảng 14,6 tháng tính cả thời gian xây dựng 2 tháng mà hệ thống không tạo ra khoản tiết kiệm nào. Chi phí năng lượng lưu trữ được san bằng, được tính bằng tổng chi phí hệ thống chia cho tổng kWh xả từ pin trong vòng đời dịch vụ giả định 10 năm với tỷ lệ chiết khấu hàng năm 5%, là 6,82 PHP mỗi kWh. Con số này cạnh tranh thuận lợi so với biểu giá thương mại trung bình của lưới là 11,45 PHP mỗi kWh và chi phí máy phát điện diesel dự phòng là 28,40 PHP mỗi kWh mà khu phức hợp trước đây đã dựa vào trong các lần mất điện.

Trong một cuộc phỏng vấn có cấu trúc được thực hiện vào tháng 5 năm 2026, người quản lý cơ sở của Khu phức hợp Monteverde, ông Ramon Aguilar, đã đưa ra phản hồi thẳng thắn về 14 tháng đầu tiên hoạt động của hệ thống. Những quan sát của ông, được trình bày nguyên văn dưới đây, mang đến cái nhìn sâu sắc thực tế về trải nghiệm hàng ngày khi vận hành một hệ thống năng lượng mặt trời lai kết hợp lưu trữ thương mại trong môi trường đô thị nhiệt đới.

"Thay đổi lớn nhất là chúng tôi không còn phải suy nghĩ về điện nữa", ông Aguilar nói. "Trước hệ thống này, mỗi buổi sáng tôi đều bắt đầu bằng việc kiểm tra lịch cắt điện của Visayan Electric trên điện thoại. Nếu có lịch cắt điện 3 giờ giữa 14:00 và 17:00, tôi phải gọi cho tất cả các khách thuê nhà hàng để cảnh báo họ, và ít nhất một người sẽ mất một tủ lạnh đầy hàng tồn kho. Gánh nặng tinh thần đó đã hoàn toàn biến mất. Pin tự động xử lý mọi sự cố mất điện. Khách thuê thậm chí còn không nhận ra."

Về bảo trì, ông Aguilar báo cáo rằng việc thay bộ lọc HVAC bán niên và kiểm tra bộ biến tần là những công việc định kỳ duy nhất. "Lần đầu tiên kỹ thuật viên mở tủ biến tần để kiểm tra 6 tháng, anh ấy tìm thấy một tổ tắc kè bên trong đầu nối cáp. Điều đó không có trong sách hướng dẫn", ông lưu ý. "Chúng tôi đã lắp đặt lưới chắn mịn trên tất cả các lỗ thông hơi của vỏ bọc. Tôi sẽ đề xuất chi tiết đó cho bất kỳ ai lắp đặt thiết bị này ở Đông Nam Á."

Về sự hài lòng của khách thuê, khảo sát hàng năm của khu phức hợp cho thấy điểm số quảng bá ròng từ các khách thuê thực phẩm và đồ uống đã tăng từ 42 lên 78 giữa năm 2024 và 2026, với "độ tin cậy về điện" được trích dẫn là yếu tố hàng đầu trong các nhận xét bằng văn bản. Một nhà điều hành nhà hàng báo cáo giảm 22% chi phí hư hỏng thực phẩm, trực tiếp quy cho việc loại bỏ các sự cố mất điện của hệ thống làm lạnh.

Ông Aguilar đã xác định hai lĩnh vực cần cải thiện trong tương lai. Thứ nhất, giao diện người dùng EMS, mặc dù hoạt động đầy đủ đối với các kỹ sư, nhưng đòi hỏi khoảng 12 giờ đào tạo trước khi ông cảm thấy thoải mái khi tự mình diễn giải các xu hướng sức khỏe của pin. Một chế độ xem bảng điều khiển đơn giản hóa cho nhân viên cơ sở không chuyên về kỹ thuật sẽ giảm sự phụ thuộc vào hỗ trợ từ xa của đối tác EPC. Thứ hai, thông báo ứng dụng di động của hệ thống về các sự cố mất điện lưới có độ trễ từ 45 đến 90 giây do khoảng thời gian thăm dò máy chủ đám mây, mà ông Aguilar mô tả là "chấp nhận được nhưng không lý tưởng" đối với một người quản lý cơ sở muốn biết về các sự cố mất điện theo thời gian thực.

Một số hiểu biết kỹ thuật và lập kế hoạch đã xuất hiện từ dự án này, có liên quan đến các dự án triển khai năng lượng mặt trời lai kết hợp lưu trữ thương mại tương tự ở các thị trường mới nổi nhiệt đới.

Thứ nhất, sự chậm trễ trong bảo dưỡng bê tông trong điều kiện độ ẩm cao nên được tính vào lịch trình dự án như một bộ đệm tiêu chuẩn thay vì coi đó là chi phí dự phòng rủi ro. Trong khí hậu tháng 1 của Cebu, thời gian bảo dưỡng 14 ngày là có thể dự đoán được chứ không phải là ngoại lệ. Các dự án tương lai trong môi trường tương tự nên lấy 15 ngày làm cơ sở cho công việc bê tông móng thay vì 10 ngày thường được giả định trong các kế hoạch dự án mẫu có nguồn gốc từ kinh nghiệm khí hậu ôn đới.

Thứ hai, kiểm soát phiên bản phần mềm BMS đã chứng tỏ là điểm lỗi duy nhất có thể tránh được với một bài kiểm tra chấp nhận bắt buộc trước khi giao hàng bao gồm một chu kỳ sạc-xả đầy đủ trên tất cả các mô-đun trong cấu hình khi giao hàng. Sự chậm trễ 5 ngày để khắc phục phần mềm là có thể tránh được. Bao gồm một điều khoản kiểm tra tích hợp trước khi giao hàng trong hợp đồng cung cấp thiết bị sẽ làm tăng khoảng 3 ngày vào lịch trình mua sắm nhưng loại bỏ rủi ro sai lệch phần mềm tại chỗ.

Thứ ba, sự cố tắc kè xâm nhập nhấn mạnh sự cần thiết phải thiết kế vỏ bọc theo khu vực. Mặc dù các bộ biến tần và mô-đun pin có xếp hạng IP54 trở lên, các lỗ thông hơi, cửa gió và nắp cổng giao tiếp là những điểm xâm nhập cho động vật nhỏ phổ biến trong môi trường công nghiệp Đông Nam Á. Một bộ lưới sửa đổi với chi phí khoảng 8.500 PHP cho toàn bộ hệ thống đã ngăn chặn được những gì có thể trở thành một vấn đề bảo trì tái diễn.

Thứ tư, giới hạn xuất khẩu đo lường ròng 100kWp do công ty điện lực địa phương áp đặt là một ràng buộc quan trọng đã định hình toàn bộ thiết kế hệ thống. Các khách hàng thương mại khác trong khu vực nhượng quyền của Visayan Electric đang xem xét năng lượng mặt trời lai kết hợp lưu trữ nên xác minh giới hạn xuất khẩu áp dụng của họ trong giai đoạn nghiên cứu khả thi, vì các giới hạn này trực tiếp xác định tỷ lệ tối ưu giữa công suất PV và công suất pin. Trong dự án này, mảng 151,3kWp DC đã được cố tình làm quá khổ so với giới hạn xuất khẩu 100kWp vì pin có thể hấp thụ phần dư thừa, chuyển đổi những gì lẽ ra là sản lượng bị cắt giảm thành năng lượng lưu trữ để điều phối buổi tối.

Dựa trên kết quả hoạt động tích cực, Greenpeak Development Corporation đã khởi động một nghiên cứu khả thi về việc mở rộng dung lượng pin lên 300kWh tại Monteverde, điều này sẽ tăng tổng dung lượng lưu trữ lên 500kWh và kéo dài thời gian tự chủ dự phòng từ 3,2 giờ hiện tại ở tải đầy đủ lên khoảng 8 giờ. Việc mở rộng sẽ sử dụng cùng một nền tảng mô-đun LiFePO4, tận dụng các vị trí rack dự phòng của container hiện có và công suất đầu vào DC dự phòng của bộ biến tần. Ước tính chi phí sơ bộ cho thấy khoản đầu tư tăng thêm là 6.400.000 PHP, với thời gian hoàn vốn biên khoảng 2,1 năm dựa trên chi phí tránh được của việc thay thế máy phát điện diesel theo kế hoạch mà việc mở rộng sẽ làm cho không cần thiết.

Ngoài ra, Greenpeak đang đánh giá cấu hình Monteverde làm thiết kế tham chiếu để nhân rộng trên bốn tài sản thương mại khác của mình, với tiềm năng danh mục đầu tư kết hợp 600kWp năng lượng mặt trời PV và 800kWh lưu trữ pin trên toàn danh mục. Một chiến lược mua sắm nhóm đang được xem xét để thu được chiết khấu số lượng cho cả giá mô-đun và pin.

Nghiên cứu điển hình này dựa trên dữ liệu hoạt động từ lắp đặt Khu phức hợp Thương mại Monteverde tại Thành phố Cebu, Philippines. Các chỉ số hiệu suất hệ thống bao gồm giai đoạn từ tháng 4 năm 2025 đến tháng 5 năm 2026. Tất cả các số liệu tài chính được quy định bằng Đồng Peso Philippines với giá trị không đổi năm 2025. Đối với các yêu cầu kỹ thuật liên quan đến các dự án triển khai năng lượng mặt trời lai kết hợp lưu trữ thương mại tương tự, vui lòng liên hệ với đội ngũ kỹ thuật của chúng tôi.