从零开始，快速掌握光伏投资测算工具的使用方法。无论您是光伏行业新手还是资深从业者，这里都有您需要的参考信息。
只需几分钟，即可完成第一个光伏项目的投资收益测算。以下是核心操作步骤：
选择项目所在地，系统自动匹配当地辐照数据和燃煤基准电价。输入装机容量（kWp），建议工商业项目从500kWp起步。
参考行业数据（工商业 2.8~3.8 元/Wp），或使用页面内的「造价参考」表格逐项计算后自动填入。
选择「自发自用余电上网」或「全额上网」，设置自用比例和对应的电价结构。
系统自动计算 IRR、NPV、回收期等核心指标，生成 25 年逐年现金流分析。
查看「收益摘要」「逐年明细」「敏感性分析」「压力测试」等不同维度的分析结果。
提示：所有参数均已预填行业默认值，首次使用只需修改省份、装机容量和 EPC 造价即可获得初步结果。鼠标悬停在任何指标上可查看详细解释。
装机容量（kWp）：光伏系统的标称功率，1kWp ≈ 需要 4~5 块光伏板（以 720W 组件计），约占用屋顶面积 5~6 平方米。
EPC 综合造价（元/Wp）：包含组件、逆变器、支架、电缆、安装施工、并网接入、设计费等全部费用。2025年工商业屋顶参考范围 2.8~3.8 元/Wp。
系统效率 PR：综合反映组件衰减、温度损失、线路损耗、逆变器效率、遮挡灰尘等影响。工商业项目通常 82%~85%。
首年衰减：光伏组件第一年的功率衰减率。主流 N 型 TOPCon 组件首年衰减 ≤1%，PERC 组件 ≤2%。
逐年衰减：从第二年开始每年线性衰减率。TOPCon 组件约 0.4%/年，25 年末输出功率 ≥ 首年的 89.4%。
自发自用余电上网：需设置自用比例、自用电价和上网电价。自用电价为企业当前购电价格（含输配电价），上网电价为当地燃煤基准价。
全额上网：全部发电量按上网电价结算，适用于无自用需求的场景。
市场化电价：部分省份已进入电力现货市场，电价波动较大。系统内置各省参考电价数据，建议结合实际购电合同确认。
资本金比例：自有资金占总投资的比重，行业通常 20%~40%。设为 100% 即为全自有资金模式。
贷款利率：当前工商业光伏项目贷款利率约 3.5%~5.0%，贷款期限通常 10~15 年。
还款方式：支持等额本息和等额本金两种方式。等额本息每月还款额固定，等额本金前期还款压力大但总利息少。
勾选「包含储能」后，可设置储能容量、充放电策略和峰谷电价差。系统模拟储能参与峰谷套利的收益，叠加光伏发电收益，输出光储联合 25 年收益模型。
自发自用比例取决于企业的用电特征。连续生产型企业（如制造业）可设为 80%~100%；间歇性生产企业（如食品加工）建议 60%~80%。建议参考企业近一年电费清单中的峰平谷用电分布来确定。
PR 值受组件温度系数、线路损耗、逆变器效率、灰尘遮挡等因素影响。工商业屋顶项目一般在 82%~85%，地面电站可达 83%~86%。如果屋顶有遮挡或朝向不佳，应适当降低 PR 值。
工商业屋顶光伏项目静态回收期通常在 6~8 年，具体取决于当地日照条件、电价水平和 EPC 造价。日照好（如西北地区）、自用电价高的项目回本更快，可达 5~6 年。动态回收期（考虑资金时间价值）通常比静态多 1~2 年。
LCOE（Levelized Cost of Energy）是将项目全生命周期总成本折现后，除以总发电量折现值，得到的每度电平均成本。LCOE 越低，项目竞争力越强。当前工商业光伏 LCOE 约 0.15~0.30 元/kWh，远低于工商业电价。
系统根据所选省份自动推荐最佳倾角（基于 METEONORM 多年气象数据）。最佳倾角通常约等于当地纬度 ±5°，使倾斜面年辐照量最大。如果屋顶条件限制无法按最佳倾角安装，可手动调整倾角参数查看收益变化。
行业常见资本金比例 20%~40%（即贷款 60%~80%）。适当加杠杆可提高资本金 IRR，但也增加还款压力。建议根据企业自身资金状况和融资能力设定，系统会同时展示全投资 IRR 和资本金 IRR 供对比参考。
差异可能来自：① 回收期定义不同（静态 vs 动态、全投资 vs 资本金视角）；② 折现率假设不同；③ 增值税处理方式（即征即退 vs 不退）；④ 运维费是否逐年递增；⑤ 衰减率取值差异；⑥ 是否包含残值。建议核对各参数假设是否一致。