2025年1月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，以下简称“136号文”），明确以“价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调”为核心思路，推动新能源上网电量全面进入电力市场，要求各省（区、市）于2025年底前出台配套实施方案 。截至2025年11月，全国30省（区、市）（除西藏外）均已推进政策落地工作，形成“全面开花、因地制宜”的改革格局，政策红利正逐步释放，为新能源高质量发展注入强劲动力。

一、政策落地整体进展：梯度推进，覆盖全面

136号文发布后，各地迅速响应，形成“征求意见—细则出台—竞价实施”的有序推进节奏。从落地进度来看，全国政策实施呈现明显的梯度特征：25省已正式发布承接文件，构建起完整的区域性实施框架，其中山东、云南、甘肃、新疆、江西、广东6省率先完成首轮竞价并公布结果，成为政策落地的“先行梯队”；上海、黑龙江、安徽等10省（市）处于竞价实施阶段，各项交易规则稳步落地；山西、贵州、北京、河南4省仍处于征求意见阶段，正在结合本地实际优化政策细节。另有统计显示，截至9月底已有27个省区市通过出台正式文件或征求意见稿的形式承接136号文要求，政策覆盖率超90%，改革落地的整体性与时效性显著提升。

从区域分布来看，东部沿海（广东、山东、浙江等）、西北新能源大省（甘肃、新疆、青海等）及华北能源枢纽（内蒙古、河北等）成为政策落地的核心区域。这些地区凭借成熟的电力市场基础、庞大的新能源装机规模和强劲的消纳需求，在细则制定、机制创新和落地执行上走在全国前列，为其他地区提供了可借鉴的实践经验。

二、地方实施核心亮点：共性遵循，个性创新

各地在严格遵循136号文“全电量入市、差价结算、区分存量增量”核心要求的基础上，结合本地新能源发展禀赋、电力市场成熟度和用户承受能力，形成了各具特色的实施路径，呈现“共性与个性并重”的鲜明特征。

（一）共性机制：坚守改革核心要义

所有已出台的地方细则均严格落实136号文确立的核心制度设计：一是全面推动新能源上网电量入市，风电、太阳能发电项目原则上通过市场交易形成上网电价，可自主选择报量报价或接受市场价格参与交易 ；二是建立新能源可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，由电网企业按市场交易均价与机制电价的差额开展差价结算，费用纳入当地系统运行费用 ；三是区分存量与增量项目施策，2025年6月1日前投产的存量项目按现行价格政策确定机制电价，增量项目则通过竞价方式形成机制电价，且不得高于竞价上限 。此外，各地均明确取消新能源项目强制配储要求，坚决纠正不当干预电力市场行为，为新能源公平参与竞争扫清障碍。

（二）个性探索：因地制宜破解本地难题

广东作为南方区域新能源市场化改革的先行者，其实施方案体现出极强的规范性和可操作性。该省于2025年9月发布配套文件，明确自11月1日起全面放开风光电价，存量项目机制电价按0.453元/千瓦时执行，增量项目通过竞价获取差价结算资格，依托完善的电力市场基础设施和数字化并网服务体系，实现绿电“全市场化定价” 。山东则推出申报充足率、委托代理商竞价等创新机制，结合本省新能源总量大、调峰压力突出的特点，通过机制设计平衡发电企业收益与系统调节需求，为新能源健康发展提供制度保障 。

内蒙古（含蒙东、蒙西）针对本地未开展电力现货市场的实际情况，采用精简务实的方案设计，重点强化与历史机制的衔接，确保政策平稳过渡；云南、新疆等新能源资源大省则结合消纳责任权重完成情况，合理确定增量项目机制电量规模，既保障新能源消纳，又避免市场过度波动 。各地差异化的探索实践，丰富了136号文的落地路径，也为全国统一电力市场建设积累了区域经验。

三、政策实施成效与核心挑战

（一）阶段性成效初步显现

136号文落地已取得多方面积极成效：一是新能源市场化程度显著提升，全面入市打破了传统固定收益模式，引导发电企业主动提升市场竞争能力，分布式能源通过聚合参与市场的路径更加清晰，综合收益空间进一步拓宽 ；二是价格信号更趋真实，绿电与绿证价格分离交易机制逐步完善，电力市场对资源配置的决定性作用得到充分发挥，为新能源规划目标落地提供市场支撑 ；三是产业发展环境持续优化，取消强制配储、清理不合理费用分摊等举措，降低了新能源项目投资门槛，稳定了增量项目收益预期，推动新能源产业向高质量发展转型。

（二）亟待破解的核心难题

尽管进展顺利，但政策实施仍面临多重挑战：其一，调节性资源定价困境凸显，随着新能源渗透率提升，电网对储能、虚拟电厂等调节资源的需求大幅增加，但目前相关资源的价值量化和定价机制尚未成熟，煤电调峰可持续性不足，成为制约新能源市场化的关键瓶颈 ；其二，区域发展不平衡问题突出，部分省份电力市场建设滞后，中长期与现货市场衔接不畅，中长期合约比例限制过严（部分地区达80%-90%），影响市场流动性和价格发现功能 ；其三，跨省跨区交易协同不足，现有省内市场与跨省跨区市场相对分离，中长期合同与受端省份实时量价难以匹配，省间壁垒制约了全国范围电力资源优化配置 ；其四，企业适应成本较高，新能源项目估值体系面临重塑，发电企业需重新评估收益模式，市场交易能力亟待提升。

四、未来推进建议与发展展望

（一）政策优化方向

针对当前落地过程中出现的问题，需从三方面强化政策协同：一是加快完善调节性资源市场机制，探索国家主导的电网侧大规模储能布局，健全虚拟电厂参与市场的交易规则，通过市场化方式体现调节资源价值，缓解系统调峰压力 ；二是优化市场结构设计，放宽中长期合约比例限制，提高交易频次和灵活性，推动现货市场与中长期市场高效衔接，提升市场流动性 ；三是推进跨省跨区交易改革，锚定受端省份市场规则调整跨省交易机制，逐步放开省间现货交易比例，在长三角等区域开展突破性试点，助力全国统一电力市场建设 。

（二）长远发展展望

随着30省（区、市）配套政策的全面落地，136号文的改革红利将持续释放。短期来看，各地需加快完成征求意见稿向正式文件的转化，做好竞价机制落地后的跟踪评估，及时化解市场主体诉求；中期将形成“市场定价为主、机制保障为辅”的新能源价格形成体系，调节性资源市场化配置机制日趋完善；长期则有望实现新能源全产业链市场化转型，电力市场价格信号更加真实，全国范围内新能源资源优化配置效率显著提升，为构建新型电力系统、实现“双碳”目标提供坚实支撑。

136号文的地方落地是一场“短期攻坚、长期受益”的改革实践。在政策执行过程中，需坚持市场化方向不动摇，兼顾改革力度与市场承受能力，通过中央统筹与地方创新相结合，持续破解发展难题，推动新能源高质量发展迈上新台阶。