电力市场大一统，光伏，你准备好了吗？

2025年1月23日，国家能源局正式发布《分布式光伏发电开发建设管理办法》（以下简称：《分布式光伏管理办法》）。文件内容详见：见证历史！新版《分布式光伏管理办法》，今起执行！

打响25年电改“第一枪”

从文件内容来看，未来对分布式光伏的备案、管理都将趋向严格，且对分布式光伏自发自用持鼓励态度。在众多条款之中，最“扣人心弦”的一条或许非“分布式光伏发电项目需按照国家有关规定参与电力市场交易”莫属了。

与征求意见稿不同的是，正式文件放宽了大型工商业分布式光伏的上网模式要求。规定在原则上选择全部自发自用模式，在电力现货市场连续运行地区，大型工商业分布式光伏可采用自发自用余电上网模式参与现货市场。

从市场公平性角度出发，随着新能源已具备相当规模，其参与到电力市场当中的必须性日益凸显，价格信号扭曲的现象不应出现，新能源与其他入市主体共同承担新型电力系统建设的责任亦不容推脱。

换句话说，只有全体电源参与的电力市场，才能形成真实、有效的市场价格，发挥“信号灯”的作用，进而实现资源优化配置，更有效地促进新能源的消纳。

可以说，新版《分布式光伏管理办法》的落定，打响了2025年电力改革的“第一枪”，是全国统一电力市场建成必要的一步。而踏入电改深水区的这一步，走得也是如人饮水、冷暖自知。

为什么是2025年？

2024年11月29日，在国家能源局的统筹组织下，中国电力企业联合会联合多家单位共同发布《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》，首次明确了全国统一电力市场发展的“路线图”和“时间表”。根据规划：

到2025年，初步建成全国统一电力市场，电力市场顶层设计基本完善，实现全国基础性交易规则和技术标准基本规范统一。

到2029年，全面建成全国统一电力市场，推动市场基础制度规则统一、市场监管公平统一、市场设施高标准联通。

到2035年，完善全国统一电力市场，支撑高水平社会主义市场经济体制的全面建成，激发全社会内生动力和创新活力

事实上建立全国统一电力市场只是我国电力改革漫长历史的一部分。自1978年集资办电起，至2015年新一轮电力体制改革启动以来，我国电力市场发展取得了显著进步，但仍面临着诸多问题。

2025年是“十四五”规划的最后一年，是新一轮电力体制改革的第十年，也是检验电力市场改革进展的重要节点。

近年来，随着可再生能源装机的快速增长，构建新型电力系统的需求日益迫切。细看本轮电改的“深水区”，其核心很大程度上正是在围绕着“如何解决新能源消纳”、“如何理顺新能源相关价格机制”展开。

当下，以光伏为首的新能源的大规模发展导致供应电量激增。据统计，截至2024年底，我国太阳能发电累计装机达886.66GW，蝉联全球最大光伏市场；新增规模达到277.17GW，再创历史新高。

数据的阳面毫无疑问彰显了我国在可再生能源领域的领先地位，另一边的暗面则揭示出一种必然现象：当电量集中性供给过剩，为了消耗掉这些多余的电，政府只能对用电进行补贴，进而导致电价暴跌，更甚者便会出现“负电价”。

2024年的山东电力现货交易市场出现过，今年的浙江也出现过。远在欧洲的德国更是在去年贡献出了累计时间长达468小时的负电价，其“老对头”法国也不遑多让，负电价时长翻倍拉升至356小时。

由此，电力系统对调节能力的需求异常迫切。

另一方面，在过去的两年中，我国电力现货市场建设工作喜报频传，山西、广东电力现货市场转入正式运行，南方区域市场成功开展全区域试结算工作，省/区域电力现货市场建设取得阶段性成果。

那么下一阶段的改革重心就将是对各市场进行衔接，即建立多层次的全国统一市场体系，实现电力资源在全国范围内优化配置。实现了这一点，基本上也就是做到了全国统一电力市场的初步建成。

历史选择了2025年。

光伏面临的挑战

更具体全面地来看，《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》中明确，初步建成的全国统一电力市场具备以下特征：

目前，以光伏为首的新能源参与市场的主要形式包括现货市场、中长期市场、绿电绿证交易市场。数据显示，2023全年 新能源市场化交易电量6845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%。

而在此过程中，以光伏为首的新能源又表现出了一部分弥合的不适。

其一，新能源出力特性与现行电力市场机制间存在矛盾。光伏发电出力受天气条件影响大，难以像传统火电般稳定输出。然而，现行电力市场机制往往要求发电企业能够稳定供电，并按市场需求进行调度。这种出力特性的差异导致新能源在电力市场中面临调度和运行管理的难题，难以完全适应现行市场机制的要求。

其二，项目投资收益未得到有效保障。我们知道，光伏发电项目的投资收益受到多种因素的影响，包括上网电价、电量、补贴政策等。然而随着新能源发电进入平价甚至低价时代，包括电力市场化改革的深入推进，新能源企业的利润空间受到挤压。一些地区电力现货市场还会出现负电价的情况，进一步增加新能源发电项目的收益风险。

反而言之，如果我们将视角调转至C端去探讨负电价，其诞生的根本原因之二也随浮出水面——可再生能源的发电峰谷期，与用电市场的峰谷期在时间上并不匹配。近年来蔓延各省的“午时谷电”风波或多或少也源于此。

同时，随着全国统一电力市场的建立，电价下行几乎成为必然趋势，光伏电站的投资收益日趋不稳定，计算机制势必也会复杂化。

其三，新能源承担系统不平衡责任相关机制不健全。一个客观事实是，光伏发电的间歇性和反调峰特性极易使得电力系统在运行时容易出现不平衡的情况。然而，目前关于新能源承担系统不平衡责任的机制尚不健全。

一方面，新能源发电企业往往难以准确预测其出力情况，从而难以主动承担系统不平衡的责任；另一方面，现行电力市场机制中也缺乏明确的新能源承担系统不平衡责任的规则和措施。

其四，分布式市场化交易不及预期。分布式能源如分布式光伏等具有灵活、分散的特点，其市场化交易本应成为电力市场的重要组成部分。然而，由于多种原因，分布式市场化交易的实际进展并不如预期。

一方面，分布式能源的规模相对较小，且分布分散，难以形成规模效应；另一方面，现行电力市场机制中对于分布式能源的市场化交易规则和措施尚不完善，使得分布式能源在市场化交易中面临诸多困难。不过相信随着相关政策的出台，相关情况能够得到改善。

当前的主流趋势是推动工商业用户全部进入市场，因此国家采取的措施是向社会资本开放配售电业务，稳步快速地推进售电侧改革。这样做的成效也很显著，2023年全国范围内在交易机构注册的主体数量已达70.8万家，国家电网代理购电占全国工商业电量比重已降至30%左右，多元化的市场竞争格局初步形成。

其五，新能源绿色价值体现有待加强。新能源作为清洁、可再生的能源，其绿色价值应得到充分体现。然而，在现行电力市场机制中，新能源的绿色价值往往难以得到充分体现。一方面，新能源发电的环保效益和社会效益难以量化并纳入电力市场价格体系；另一方面，由于新能源出力特性的差异和调度管理的难题，使得新能源在电力市场中的竞争力受到一定影响。

重在“统”与“治”

当下，各省的电力供需出现地域性较为不平衡的现象，在客观上决定了电力资源必须在全国范围内进行配置，即需要建立全国统一的电力市场体系。如何建立全国统一的市场体系，实质上就是省内市场与省间/区域市场如何衔接的问题。目前来看，省间交易壁垒依然比较严重。

一方面， 送端省份面对经济下行压力和市场承载能力，更愿意将高价电销往外地，而把便宜电留在本省；另一方面，受端省份面对落地电价便宜的电能，因为挤占了本身的发电市场，恶化了本省发电企业的生存环境，交易意愿也不强。

即使送端和受端有交易意愿的，加上相对昂贵、一省一省叠、一区一区加的输配电价，也缺乏成交的经济基础。因此，省间交易的电能量和输电价格形成机制都有待优化。

当前各方对于全国统一电力市场体系的理解不同，选择的建设路径自然也不相同，多方观点各有利弊。

去年年初国家能源局举行的例行新闻发布会上，有关负责人表示，一些地方存在不当干预市场行为，部分地方存在电力省间壁垒问题，各层次电力市场衔接还不顺畅。各地制度不统一、地方保护等问题，制约着电力资源利用效率的提升和电力市场的发展。尔后，《电力市场运行基本规则》（以下简称《基本规则》）正式出台。

总而言之，全国统一电力市场改革的艰难高峰，亦是不可回避的趋势，光伏行业也应当做好相关心理准备。