2025年初步建成全国统一电力市场体系，2030年基本建成全国统一电力市场体系，新能源全面参与市场交易——这是我国电力市场未来发展的愿景之一。
而电力市场改革其中的关键一步便落在了新能源肩上，这使得光伏发电如何参与，成为讨论最热烈的话题之一。
根据国家能源局发布的数据，截至2023年上半年，光伏累计装机规模超过712.93GW，成为我国装机规模第二大电源。
事实上，我国已有光伏电量参与市场交易，但参与程度并不一致。
数据显示，2023年我国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%。但由于光伏发电具有波动性等特征，因此要从“部分参与”到“全面参与”电力市场的过程中还面临着问题与挑战。
在国家发改委能源研究所研究员时璟丽看来，光伏发电参与市场化形式，需要明晰新老政策边界，建议开发企业可以合约方式参与市场，同时鼓励“光伏+储能”、虚拟电厂等发展。
消纳、度电收益等存在不确定性
回望2024年上半年光伏参与市场的现状，时璟丽将其概括为绿电交易显著提升和现货市场推进速度加快。
数据显示，2024年1~5月，我国绿电绿证交易量超1871亿千瓦时，同比增长约327%。其中，绿电交易电量1481亿千瓦时;绿证交易3907万张，对应电量390.7亿千瓦时。
“从参与市场的形式上来看，目前中长期市场仍然是参与电力市场的主流，但是今年的特征是现货市场推进的进度明显的加快。”时璟丽指出，例如4月份湖北电力现货市场第二轮长周期结算试运行，6月份山东电力现货市场也开始正式运行。
值得注意的是，在国家政策已经明确提出要有序实现电力现货市场全覆盖的背景下，即使未明确具体时间，时璟丽认为将国内各地区结算试运行等情况考虑在内，预计最近一两年之内就可以实现这个目标。
然而，光伏发电的市场化过程中最直接问题就是收益和电量的稳定性问题。
“原来我们做光伏发电项目整个投资的收益预期，包括金融机构来做预期的话，电量和价格相对固定，整个投资的成本都是非常透明的，相对好进行测算。现在在参与市场化的形势之下，无论是消纳，还是电量、收益都面临着不确定。” 时璟丽分析。
一般而言，光伏伏发电的收益可以从绿色环保属性价值、容量价格和