8月29日，国家能源局召开的全国可再生能源电力开发建设调度视频会，再次释放了深化电力市场化改革的强烈信号。会议数据显示，2025年1-7月，我国可再生能源新增装机2.83亿千瓦，总装机达21.71亿千瓦（占全国总装机近60%），风电光伏发电量占比提升至24.9%。这一成绩的背后，是电力市场化改革对新能源消纳的强力支撑——全国市场化交易电量占比已从2016年的17%跃升至2024年的63%。
副局长万劲松强调的“四加快”中，《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》-“136号文”落地被列为首要任务。会议明确要求各地加快出台实施方案，组织竞价以稳定市场预期，凸显了改革紧迫性。
截至2025年9月10日，根据网络数据统计，全国已有23个省/自治区/直辖市下发“136号文”省级承接文件（含征求意见稿），具体如下表所示：
综合来看，各地政策呈现“存量保稳、增量竞价”的共性，但具体规则因地方资源禀赋与市场成熟度差异显著，整体方向将从政策落地到全国统一电力市场的多维突破。结合调度会议与“136号文”实践，电力市场化改革的下一步将聚焦以下维度：加速现货市场与中长期市场协同：目前，南方区域电力市场已转入连续结算试运行，蒙西、湖北等省现货市场正式运行（8月底，内蒙古电力交易公司顺利完成了136号文新能源全面入市的首次结算工作）。未来需放宽中长期合约比例限制（当前锁定80%-90%），增强现货市场流动性，真实反映实时供需。破解新能源消纳与系统调节难题：绿电绿证机制：2024年全国绿证交易突破1亿张，绿电交易电量同比增长233%，需进一步健全绿证与碳市场衔接。调节资源定价：山东通过现货高价激励煤电顶峰、储能放电，需推广容量补偿机制至新能源。打破省间壁垒，构建多层次市场体系：长三角已探索抽蓄、绿电互济交易，南方区域实现多省资源统一优化配置。下一步需推动跨省发电企业与用户直接交易，扩大省间现货比例。培育新型经营主体与虚拟电厂生态：全国电力市场主体数量达97.3万家（2025年6月），虚拟电厂可通过聚合分布式资源参与多市场交易，降低小微主体入市门槛。“136号文”的落地短期可能引发新能源收益分化（如山东竞价淘汰25%申报电量），但长期将推动行业从“固定补贴”向“市场竞争力”转型。正如国家能源局规划，2025年初步建成、2029年全面建成全国统一电力市场，这场改革不仅是电价机制的调整，更是新型电力系统构建的核心引擎。
