从“加快建设”到“完善”，

电力市场改革正式换挡，

分布式光伏，

拿到了一张新“入场券”。

但如何进场、怎么“玩”好，

得看真本事。

今年2月，国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》。距离2021年那份侧重“加快建设”的指导意见，才过去四年，措辞已从“加快建设”变成“完善”。

几个字的变化，背后是电改走了十年的沉淀。前些年是搭架子、建规则；从今往后，要开始进一步“动真格”、要实效了。

过去十年，中国电力市场经历了从计划主导到市场驱动的、实打实的蜕变。

2015年，市场化交易电量占全社会用电量比重还不到15%，到2025年，这个数字已经涨到64%，一年就是6.6万亿度电。跨省跨区的电力交易涨了15倍都不止，电力市场注册市场主体突破109万家，是2015年的22倍；超5000家售电公司、近50万从业者入局，新型电力市场生态初现。（数据来源：中国电力报）

数字背后，是机制变了。

“能涨能跌”的市场化电价机制初步建立；煤电、工商业用电价格实现了在合理区间随行就市；容量电价机制给调节性电源吃了“定心丸”；新能源也有了可持续发展价格结算机制；省内交易保本地平衡、省间做全国的调度，跨网互济不再是说说而已。

这套多层次的架构，撑起了全国统一电力市场的底子。国家发展改革委相关负责人也明确表示，全国统一电力市场体系的“四梁八柱”已基本建立。

《实施意见》对我国未来五年至十年完善全国统一电力市场体系的重点任务定了调：2030年基本建成，市场化交易电量占全社会用电量70%左右；2035年全面建成，市场功能成熟。

目标清晰，但路径更值得琢磨。

文件里首次提出，各层次市场要从“各自报价、各自交易”转向“统一报价、联合交易”，相邻省份可以自愿“滚雪球”式融合。

这意味着，企业报一次价，就能在全国范围找买家，不用在每个省分别注册、分别谈判。交易的灵活性提升多少，跨省消纳新能源的空间就能打开多少。

跨省跨区制度也在调整。

长期以来，省间交易以计划为主、市场为辅，未来将持续增加跨省跨区输电规模和清洁能源输送占比，推动省间电力互济互保从“补充”走向“主流”。

像青桂、藏粤这些跨经营区的输电通道，会借着全国交直流混联的大电网，真正实现"电通全国"。

经营主体方面，文件给各类电力安排了多元化的入场通道：“沙戈荒”大基地整体进厂；对标国际，聚合省间绿电交易、签多年期合同；更值得注意的是，分布式新能源支持聚合交易、直接交易，公平承担调节成本。

这对于分布式光伏领域而言，是机会，也是考验。

政策把门打开了，但进不进得去、站不站得稳，得凭真本事。

机遇在于，市场空间被彻底打开，分布式资源的价值将通过市场机制得到更充分定价；而挑战在于，运营能力需要升级——以后得懂市场、会交易、能响应。发电侧的收益天花板，很大程度上取决于运营侧的精细化程度。

技术正在填平这道门槛。

数智化运维技术，正在把分布式光伏电站整合为可调度、可预测的市场主体。它不仅能实现发电效率精准管控与故障提前预警，更能通过算力精准预测电站出力，在未来与市场化交易智能匹配。

让海量分散的分布式光伏资产，具备参与全国电力市场的能力，这是行业的大方向。

今后，工商业分布式项目可通过售电公司、虚拟电厂等新型主体聚合参与市场交易。

如此一来，既降低了单个项目的交易成本，也增强了议价能力。同时，文件强调“推动分布式电源公平承担系统调节成本”，意味着分布式光伏将在权利与义务对等的基础上，真正融入电力系统运行。

《实施意见》落地，意味着全国统一电力市场进入了全面深化的阶段。对整个能源行业来说，这盘棋开始真正下活了。

对新能源产业链来说，市场化机制的持续完善，将带来长期发展利好。聚合省间绿电交易、签订多年期绿电合同、强化绿电消费溯源等举措，背后是中国制造业应对国际碳壁垒的一步棋。出口型企业、外资企业对绿电的需求，正在倒逼通道打开。

让更多民营企业参与到电力市场中，也是这次改革的重要着力点。

像新型储能、虚拟电厂、智能微电网等以民营企业为主的新型主体，文件里给出了促进其灵活参与市场交易的具体措施；同时，文件首次提出，除了保障性用户，其他电力用户未来都要直接参与市场。

这意味着，目前由电网代理购电的中小工商业用户，将从“间接参与”走向“直接入市”，如此一来，中小工商业用户以后也要自己“下场”了。

对分布式光伏行业来说，统一市场的全面建成，意味着“游戏规则”变了。

以前拼的是谁项目拿得快、装机量大，以后比的则是谁懂市场、谁能聚合、谁会运营。每度绿电都要在全国范围找买家，每个分布式项目都要证明自己有参与系统调节的能力。提前布局数字化运维、深度理解市场规则的企业，将在新一轮大洗牌中抢占先机。

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