（一）2023年国内电力市场改革现状及趋势分析
2023年，国家及各级政府在前期初步建立的“省间+省内”、“中长期+现货”市场框架的基础上，在新型电力系统背景下的电力体制改革方向、市场价值体系完善、市场机制规范化、市场价格体系完善等四个方向上发布了一系列政策，为后续体制机制改革给出指引。
一是新型电力系统背景下的电力体制改革方向方面。自从2021年提出“构建新型电力系统”以来，优化体制机制，提高新能源占比，推动清洁电力资源大范围优化配置，成为电力体制改革的重要议题。二是市场价值体系方面。2023年的顶层政策推动了从传统电价的“电能量价格+电能质量”的综合价值定价法向各类价值（充裕性价值、灵活性价值和电能量价值）分开定价的转变。绿色价值市场化加速，光伏等新能源初步形成了“绿证+电力”的价值体系。三是市场机制规范化方面。随着我国电力现货市场试点建设日益成熟，2023年，基于前期实践经验，国家对电力现货市场的规范化建设提出了指导意见。四是市场价格体系完善。2023年，我国的输配电价和终端分时电价政策也得到了同步优化，引导用户根据电力系统的供需情况进行用电，推动市场价值体系逐步完善。
（二）各地电力市场运行情况
2023年，我国电力现货市场建设进入“加速期”。山西、广东电力现货市场于年末先后转入正式运行，我国电力现货市场建设迈上新的征程。其他试点地区市场持续完善迭代，非试点地区积极探索实践，总体呈现“全面发力，多点开花”趋势，覆盖全国的电力现货市场进入实施阶段。但有很大一部分地区对市场优化资源配置的认识统一程度尚不理想，在市场建设过程中存在试运行“冲劲满满”但连续运行“后力不足”的现象。
截至2023年底，包括第一、二批试点地区和南方区域在内，全国共有2个电力现货市场正式运行地区，3个连续结算试运行地区，7个地区已开展长周期结算试运行，11个地区已开展结算试运行，6个地区已开展模拟试运行，省间电力现货市场启动整年连续结算试运行。
（三）电力市场发展趋势及对光伏电站的影响分析
从纵向来看，多层级协同互动的全国统一市场体系将进一步完善，将形成省间/区域—省级—本地的三级市场，其中省间/区域市场为资源型市场，主要作用定位于落实跨区框架协议以及实现资源跨区互济；而省级市场则定位于平衡市场，主要用于保障省域范围内的电力供需平衡，形成省内时空价格；本地市场则为灵活型市场，主要解决分布式光伏、可调用户、V2G、用户侧储能等海量分布式资源参与市场的问题。随着电力市场体系的不断完善，光伏电站的交易空间及交易场景将极大扩展。
从横向来看，电力商品价值体系将进一步完善：在电能量市场方面，中长期市场范围将不断扩大由省级向区域、全国层面扩大。集中式新能源将逐渐转变为报量报价参与市场，分布式新能源在本地就近平衡，以体现电力时空价值，而非市场主体交易决策、成本回收的唯一渠道。对于光伏电站，受高同时率的影响，其大发时段往往导致系统净负荷出现低谷，从而导致该时段市场价格降低，在单一资源参与市场竞争的情况下，现货市场决策难度增加，可能面临收益困境。
（四）光伏参与电力市场的典型模式与参与方式
从价值分类来看，光伏作为新能源兼具绿色价值与电力价值，因此光伏可以同时参与绿电交易与常规电力交易。绿色电力交易的方式与现行的中长期交易机制类似，主要通过年度、月度的双边协商、挂牌等方式进行。不同之处在于，绿色电力交易的成交价格不仅包含传统中长期交易的电能量价值，还额外附加了绿色权益的环境价值。在月度结算时，这部分成交的电量将优先于常规电量完成交割和结算。
在常规电力市场交易中，光伏可以参与批发市场交易或进行分布式市场交易两种形式，前者交易主体多为集中式光伏电站，后者交易主体为分布式电站。
（五）新形势下光伏企业参与新能源交易的应对策略
随着电力市场体系建设的不断加快，现货市场建设全面推进，光伏参与市场交易的规模不断扩大，中长期交易频次增加、品类增多，叠加辅助服务市场，电力交易愈加复杂多变，光伏电站参与市场交易需要转变观念，更加全面、系统地统筹协调参与，实现效益最优。光伏企业要做到“五重视”：重视投前评估，尊重市场价值分布。重视投后运营，强化市场化交易能力。重视信息预测，提高决策边界准确性。重视资源互补，扩增交易优化空间。重视政策跟踪，积极谋划绿色价值交易布局。
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