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昨日（2月11日），国务院办公厅正式发布《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号），标志着全国统一电力市场建设进入关键阶段。

全国统一电力市场目标

• 2030年：基本建成全国统一电力市场体系，各类型电源及除保障性用户外的电力用户全部直接参与市场，市场化交易电量占比约70%；跨省跨区与省内交易深度融合，现货市场全面正式运行。

• 2035年：全面建成全国统一电力市场体系，形成以电力为主体、多种能源协同互济的全国统一能源市场体系，实现电力资源全国优化配置。

核心政策亮点

1. 跨省跨区交易优化

• 打破市场壁垒，强化央地联动和政企协同，推动省间电力互济互保。

• 打通国家电网与南方电网经营区市场化交易渠道，实现跨经营区常态化交易。

2. 完善市场功能

• 现货市场2027年前基本实现正式运行，通过分时价格信号优化发用电行为。

• 全国统一绿证市场完善，可再生能源电力生产、消费及环境属性得到明确认定。

3. 扩大市场参与主体

• “沙戈荒”新能源基地各类型电源整体参与电力市场，分布式新能源通过聚合交易、直接交易等模式入市。

• 10千伏及以上用户、虚拟电厂、智能微电网等新型主体灵活参与。

4. 市场制度体系构建

• 统一规则体系，地方细则与国家规则对接统一。

• 电价形成机制以供需关系为主，体现电力资源多维价值。

对光伏行业的深远影响

1. 消纳格局重构

   跨省跨区优先送新能源电力，西部“沙戈荒”大型光伏基地成为主要受益者，打破省内消纳瓶颈。

2. 分布式光伏市场化

   分布式光伏可通过聚合交易成为真正市场主体，核心竞争力从装机规模转向可调节负荷与灵活性资源。

   推行多年期绿电交易与差价结算，光伏企业可通过调度电价曲线与负荷曲线实现套利，提升盈利能力。

3. 企业角色与能力升级

   光伏企业将从单纯发电企业升级为电力经营主体，需要具备预测、交易、风控等能力。

   分布式光伏需公平承担系统调节成本，推动项目配置储能、提升自用比例。

4. 全面市场化电价

   各地不得违法违规出台优惠电价，补贴红利时代结束。企业需持续降本增效，并叠加绿电溢价与综合能源服务能力，才能维持盈利能力。

结语

全国统一电力市场落地，将彻底改变光伏行业竞争规则。未来几年，能够适应电力市场化、具备系统级能源服务能力的企业，将成为新周期的赢家。