江多华能源 · 家庭能源节省方案估算口径 v15
核对日期：2026-11-12

用途与输入
只输入省份（可留全国参考）、平均每月用电量、可规划屋顶面积。输入只在浏览器本地计算，不提交服务器。结果是初步经济性预算，不是施工选型、设备报价或保证收益。

地区与电价
日照：NASA POWER 2001–2025 气候平均水平面辐照，省会代表点。单位kWh/m²/日等值换算成峰值日照小时；不是全省精确均值。每月日照乘当月天数、光伏功率和0.80综合系数。全国参考为CMA 2025全国水平面辐照1495.7kWh/m²推算，默认月度曲线用省会月形状归一。朝向倾角收益不另计，遮挡须现场核算。
电价：支持普通阶梯与已核实地区的居民峰谷计费，支持年度、按月与季节阈值以及不同档数。各省来源见 province-tariffs.json；省内供电区有差异的采用明确标注代表值。全国默认0.55/0.60/0.85元每度，年档位2160/3600度只是示例，不是全国统一或统计平均电价。未核实省份会在界面明确提示。电价按安装前后电网购电账单之差计算，绝不把所有发电量乘最高阶梯单价。

能源模型
每月用电暂取相同月均值。默认采用研究支持的24小时典型家庭曲线，工作日与周末按5:2分别模拟后加权；每月用电总量保持输入值。权重是参考研究中的峰谷形态构造的工程假设，不是全国居民实测均值，也不能由月用电量还原某一户的真实时序。后台可选择旧的白天占比简化模式。详见 household-load-profile.json 与《家庭24小时负荷曲线依据.md》。7–17时的发电采用归一化正弦曲线；天气采用40%晴天×1.4、35%一般天气×1、25%阴天×0.36，保持平均产能不变。这些为粗略工程情景，并非当地真实天气序列或负荷实测。
每一小时先用光伏满足负载，多余光伏充电，剩余记余电；缺口由电池放电，之后由市电补足。不做电网充电套利。典型天气预运行4天保留跨午夜电量，统计最后一天；未模拟真实连续阴雨。光伏综合系数0.80；储能往返效率85%，分解成相等充放电效率；可用容量90%。电池每台14.336kWh，估算限充放功率3.5kW/台且不超过逆变器预算功率，这些不代表产品额定输出。
组件550W/块、2.6m²/块；屋顶按70%可铺设比例预留。组件整数配置由屋顶容量和约2.2倍年用电对应的发电规模限制；储能0至8台，进一步按夜间用电上限缩小比较范围。逆变功率按标准档位预算，多台并联与设备匹配须现场确认。

投资预算（工程假设，非市场零售报价）
光伏2.65元/W，包含普通并网逆变器、常规支架线材与安装，最低4500元。取RMI分布式全投资2.3–3.0元/W区间中值，家庭特殊小系统/屋顶施工费用可能更高。
薄光S1单台7000元，为业主指定预算。储能方案只追加混合逆变器相对普通并网逆变器的预算差额：max(1800元，预算逆变器功率kW×450元)，不重复叠加整台普通逆变器成本。
不包含屋顶加固、专用防水改造、复杂并网、融资利息等。页面总投入四舍五入到100元，电费/节省四舍五入到10元，因此显示值与未舍入的计算值可能略有差异。

收益、推荐与回本
比较15年净现值，折现率3%，光伏每年衰减0.5%，电池可用容量每年衰减1.5%。每年维护按初始投资0.5%预留。第11年末预留全部电池按7000元/台更新，以及逆变器更新预算max(1500元，kW×350元或储能方案kW×650元)；翌年电池容量恢复。以上均是预算保守假设，不是寿命或质保承诺。
净现值=逐年(电费节省−维护−设备更新)/(1.03)^年数−初始投入。
推荐在上述有限候选中达到最高净现值97%以上的最低投入方案；允许零设备和零电池。不是无限制工程配置的全局最优。
首年省电费=安装前年电费−安装后年电费，未扣维护；15年累计净节省已扣初始投入、全部维护与更新支出，不折现。
回本为累计净现金流首次转正时点，以年内线性插值估算；未来的大额更新可能再次降低累计现金流。
界面首年参考波动区间为中心估计±20%的简单敏感性提示，不是统计置信区间，实际偏差可能更大。
不计上网卖电收入、补贴、电价上涨、峰谷套利、备用供电价值和隔热带来的额外空调节省，以免把未核实收益计入。

公开来源
NASA POWER接口说明：https://power.larc.nasa.gov/docs/services/api/temporal/
中国气象局资源参考：https://e.weather.com.cn/news/2026/01/4491790.shtml
RMI分布式光伏投资报告：https://rmi.org.cn/insights/accelerating-china-distributed-solar-pv-development-report/
逆变器厂家量级参考（不是零售报价）：https://static.cninfo.com.cn/finalpage/2025-12-18/1224885278.PDF
每省电价的官方/电网URL和适用说明保存在本站 province-tariffs.json；每省日照API保存在 province-solar.json。


v15 峰谷与后台补充
本地管理页：http://127.0.0.1:4173/settings.html。修改后点击保存默认参数，前台刷新生效。配置写入 dist/planner-config.json，上一份自动备份为 planner-config.previous.json。家庭访客的用电输入仍只在浏览器本地计算。
默认启用峰谷计费，不允许市电为电池充电，不计算低谷充电套利。全国演示参数：峰08:00–22:00、谷22:00–次日08:00；第一至三档峰价0.60/0.65/0.90、谷价0.30/0.35/0.60元/度；年度阈值2160/3600度。上述不是全国平均电价；选择已支持省份后使用当地参考，未支持地区明确退回普通阶梯。
当前核实的居民峰谷参考涵盖河北、上海、江苏、浙江、安徽、福建、江西、河南。适用供电区、开通条件和来源见province-tou.json。复杂三时段或未核实时段不套用虚构峰谷价。
阶梯按购电总量累计，落入各档的部分分别计费；跨档月份按当月峰谷电量比例分配，不模拟抄表时点逐度跨档，实际账单可能不同。按年度/按月规则分别累计，不把所有电量都按最高档计价。
设备预算支持两种互斥方式：默认总包2.65元/W已含普通逆变器，配储能时仅加混合逆变器升级差额；分项模式把光伏安装与逆变器分别计算，混合机替代并网机，不重复计价。分项模式预设2.30元/W、并网机max(1800元,350元/kW)、混合机max(3600元,800元/kW)仅为待调整工程占位参数，不是已确认市场报价。
明细报表展示小时用电曲线、峰谷购电、分档电费、月度账单、设备预算，可打印保存PDF。所有默认值以当前配置文件为准。


2026-11-13 更新：户用 / 工业与同口径报表
1. 安装前后均使用相同小时负荷与相同计价规则。月表两组对称展示峰、谷、合计、电费；工业增加平时。全年合计取未舍入值，显示加总可能有尾差。
2. 户用使用原家庭工作日/周末曲线与居民阶梯、已支持地区的峰谷。工业采用可编辑24小时生产示例，不套居民阶梯。省份只决定工业日照数据，不决定工业电价。
3. 工业示例峰/平/谷价为1.05/0.70/0.35元每度；谷00–08及22–24，峰09–12及17–21，其余平。负荷白天生产、夜间待机，仅工程示例。基本电费默认0，需按账单录入；安装前后保持一致，不假设需量削减收益。两种模式均不做市电低谷充电套利。
4. 默认示例经过场景筛选，并非客户平均收益：户用900度/月、50m²；工业4000度/月、250m²。设备价格及算法未因展示目标调整。实际输入仍重新选优。工业采用演示电价，不是当地实际电价。
5. 当经济推荐不含电池时，可额外展示含电池的独立对照。仍按含电池候选最高净现值97%范围内选择低投入，不称其为全局最经济，也不混入主报表。
6. 户用输入上限仍为月用电10000度、屋顶1000m²；工业扩大至月用电100万度、屋顶10万m²，候选光伏总容量不超过20MWp。工业储能候选按夜间日负荷折算等效容量，不再限制8个预算模块。超过100kW的逆变总容量按50kW步长向上匹配；不是单机型号或可直接并联数量承诺。大项目（候选组合超过2000）采用36×16容量网格与两轮局部细化搜索，保留零储能与单模块候选，给出近似经济方案，不保证全局最优。实际工业PCS、配电、变压器、消防及工程价格需项目核定；现有单价仅用于初步容量预算。
7. 后台可分别维护两类默认输入、工业峰平谷价/24小时时段/负荷权重及基本费。切换标签保留本次分别编辑的输入；刷新加载后台默认值。
工业机制参考（不作为示例价格出处）：
国家发展改革委2021年市场化改革说明：https://www.ndrc.gov.cn/xwdt/gdzt/jgjzgg/zcjd/202110/t20211027_1301157.html
基本电费与电度电费组成：https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/jianyitianfuwen/qgrddbjyfwgk/202107/t20210708_1289589.html