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随着国内多地陆续取消行政核定分时电价，工商业用户电价由电力市场交易形成。传统依赖固定峰谷平电价的项目收益测算方法已经失效，成为 EPC、设计院、投资机构做分布式光伏、光储项目可研与经济性评估的一大难点。

很多从业者在项目尽调阶段遇到共性问题：售电套餐类型繁杂、各省顺价结算规则不统一、现货电价逐时波动。沿用旧测算模型，IRR、LCOE 等核心指标偏差较大，项目经济性判断容易失真。本文梳理市场化电价下项目测算的核心难点，并介绍 iSolarBP 新版本针对该场景的技术适配方案。

一、市场化电价改革带来的测算难点

在行政分时电价时代，测算逻辑相对简单：给定固定峰、谷、平三档电价，结合负荷曲线与光伏出力，即可完成项目收益估算。进入市场化交易阶段后，变量大幅增加：

1. 用电主体模型不统一：电网代理购电、零售用户、批发用户，电价结算逻辑差异明显，一套测算模型无法覆盖全部场景。
2. 电价还原工作量巨大：需要基于电费账单、逐时负荷点表人工拆解电能量电价，数据整理耗时，人工录入容易出错。
3. 零售售电套餐多样化：固定价、均价浮动、价差分成、混合套餐，不同合同条款直接改变购电成本，手动建模难度高。
4. 各省顺价机制差异：半顺价省份（安徽、山东、广东、浙江、江苏等）与全顺价省份，到户电价计算公式不一样。
5. 现货电价动态变化：现货电价随供需逐时变动；上网侧需要按照节点电价规则核算，静态电价无法完成仿真。
6. 8760 逐时仿真落地难：想要精准评估项目收益，必须做全年 8760 小时精细化电价仿真，传统 Excel 工具很难稳定实现。

核心结论：项目收益不再由政府划定的峰谷时段决定，购电套餐、现货波动、省份顺价规则，都会直接影响项目 IRR、LCOE。

二、iSolarBP 新版本核心能力介绍

针对后行政分时电价时代的测算痛点，iSolarBP 完成版本升级，补齐市场化电价全链路测算能力，完整覆盖电价还原、套餐仿真、8760 小时模拟、报告输出。

2.1 用户主体分类建模

新增三类用电主体独立测算模型：电网代理购电 / 零售 / 批发用户。不同市场主体采用对应的电价计算逻辑，不再使用单一模型套用全部工商业项目。

2.2 电费单 / 负荷表自动解析，智能还原电价

面向批发、零售用户，支持上传电费单、负荷点表，系统自动解析还原电能量电价。减少大量人工整理基础数据的工作量，测算结果更贴近用户真实用电场景。

2.3 多类型零售套餐配置

支持市场主流 4 类零售套餐录入仿真：

• 固定价格套餐
• 均价浮动套餐
• 价差分成套餐
• 混合套餐

可直接录入售电合同中的参数，软件自动完成电价还原仿真，还原真实购电成本。

2.4 多省份到户电价自动计算

兼容安徽、山东、广东、浙江、江苏等半顺价省份，同时支持其余全顺价省份到户电价自动计算，覆盖国内工商业分布式光伏项目集中区域。

2.5 现货电价灵活管理

• 内置各省现货电价基准数据；
• 支持导入外部自定义现货数据；
• 上网电价按照最新节点电价规则计算，跟随电力市场政策迭代更新。

2.6 8760 精细化仿真与可研报告输出

测算报表新增独立的 8760 用户电价模块，支持查看全年逐时电价、12 个月平均电价曲线、24 小时分时均价，每小时电价数据可追溯。 配套更新项目建议书模板，输出文档可直接用于市场化电价场景下的项目汇报、可研编制。

总结

电力市场化改革持续推进，行政分时电价逐步退出，光伏 / 光储项目经济测算从 “静态三档电价估算” 转向 “8760 小时动态精细化仿真”。iSolarBP 新版本打通电价还原、套餐仿真、收益计算、报告输出全链路，解决市场化电价下项目收益测算不准的痛点，帮助工程、投资从业者把项目收益算透，支撑投资决策。

iSolarBP-阳光新能源旗下分布式光伏光储智能评估设计软件