整体看，新政在地方落地呈现“短期调整阵痛、长期价值凸显”的特点。
“136号文”正在各地陆续落地。
国家发改委、国家能源局今年1月联合印发《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》（以下简称“136号文”），明确推动所有风电、光伏等新能源项目上网电量原则上全面进入电力市场，上网电价由市场交易形成。此举标志着我国电力领域改革进入新阶段，更好发挥市场机制作用，推动新能源行业高质量发展。
业内专家指出，“136号文”明确了新能源全面入市的核心改革方向，各地基于新能源渗透率、市场建设程度和用户的承受能力，自主探索方案路径，进一步明确机制电价适用范围、电量比例等内容。整体看，新政在地方落地呈现“短期调整阵痛、长期价值凸显”的特点。
各地量体裁衣探索落地方案
新能源大省山东率先发布 “136号文”实施细则征求意见稿，内蒙古发布全国首份正式配套实施方案。随后，广东、广西、新疆等地陆续发布相关文件。
展开剩余78%“各地在设计落地方案时都有较强主动性，均与本地市场建设进程、新能源发展情况、系统调节平衡需求等相适应。”国家电网能源研究院财会与审计研究所主任经济师张超指出，山东在落实“136号文”上提出包括申报充足率、委托代理商竞价等的创新机制；广东方案由交易中心主导编写，侧重规范性，考虑了各类经营主体的情况，更具落地操作性；蒙东针对自身无现货的特点，整体设计精简，更侧重于衔接历史机制。
“136号文”重塑了新能源的价值体系。此前，项目有保障小时数，依赖固定上网标杆电价和财政补贴，电价享受“保量保价”保障；之后，项目收益主要来源于机制电价收入和市场化交易，机制电量电价政策未来也将择机退出，逐渐进入“量价皆不保”市场化竞争。各地细则在保障存量项目收益与推动增量项目市场化方面存在策略差异，直接影响企业投资策略与区域市场格局。
“综合各地的已有方案看，存量项目给了较明确的边界，机制电量规模参照全生命周期合理利用小时数的剩余小时数或已有的保障小时数执行，电价基本参照当地煤电基准电价。”自然资源保护协会能源转型项目高级主管黄辉指出，“136号文”在各省的政策落地会存在差异，特别是机制电量电价部分的落地。短期看，政策会带来新能源投资布局的优化。
“东部外向型经济的电价承受能力相对较高且对绿电需求较大，预计可再生能源的机制电量和电价会高一些。西部省份之前保障小时数较低、市场化比例较高的省份，预计机制电量和电价会相对低一些。长远看，新能源入市有助于电力市场形成真实价格信号，实现电力资源优化配置。”黄辉进一步解释。
如何体现价格是焦点
从旱涝保收到市场化竞争，如何体现价格是新能源入市后的焦点问题。新能源发电收益面临变动，机制电价为新能源全面入市提供一定收益保障，但新能源获得较好的收益水平不仅需要关注自身发电量和利用率，更要重视合适的交易及灵活的资源配置策略。
厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强指出，如何合理体现价格，不仅关乎新能源能否持续大规模增长，还涉及成本增加后由谁来承担的难题。在理想市场环境下，新能源既可以参与电力市场竞争，又能从绿电、绿证、碳交易中获取绿色补偿。“但现实情况与理想状态存在差距，目前新能源全部入市仍面临诸多困难，比如部分地区的接入困难，一定程度上反映了新能源供电不稳定、成本高的问题。绿证、绿电、碳交易市场也有待进一步完善。”
南方电网电力调度控制中心水电及新能源处副处长王皓怀进一步指出，从电网运行视角看，新能源全面参与市场化交易将带来双重影响。“一方面，电能量价格有望下行；另一方面，系统调节需求将显著提升，调节成本将随之增加。”
当前，亟需挖掘分布式能源、储能、虚拟电厂等新型主体的系统调节价值，提升各类主体参与市场的积极性。山西电力市场监督管理委员会委员南豆认为，新能源价格波动加剧常态化、电网对调节性资源需求增加、新能源场站的市场化交易能力急需提升等变化也给虚拟电厂的运营组织形式带来更多可能性。虚拟电厂的运营模式将从单纯硬件层面的竞争转为随市场变化优化运营策略的竞争，核心是为电网供需平衡提供解决方案。在此背景下，虚拟电厂可以解决分布式资源参与电力市场的门槛问题，与储能结合，拓宽收益渠道。
进一步完善市场机制
短期调整难免，长期价值凸显。
中国电科院电力自动化所电力市场室副主任郑亚先表示，应该建立分阶段、逐步放开的市场政策配套体系，针对各市场主体的能力开发相应的品种，建立体现容量支撑价值的电力容量市场机制，建立适应高比例新能源的高频次、标准化的中长期连续滚动交易机制，推动各类型主体全面参与现货市场竞争。
南方电网能源院能源战略与政策研究所所长助理冷媛指出，随着多元主体参与市场进度加快，市场设计既要保证整体运营效率，也要保证不同类型电源的收益。未来市场设计中需要根据不同类型电源的技术经济特性建立差异化的电源价格形成机制，完善辅助服务市场产品设计，并推动与现货市场衔接，健全绿色电力发展的相关机制，通过价格衔接推动电、碳市场协同发展，提高新能源机组的市场竞争力，同时新能源也需提高自身入市后的交易能力和风险管控能力。
对后续各地“136号文”的落地，南豆建议，一是存量项目机制电量比例不宜设置过高，应在40%—50%，更多的应该参与到市场中；二是在增量项目方面考虑本省新能源资源禀赋，分区域设置不同的上限；三是在市场价格方面可以参考山东等省份，沿用燃煤基准价水平，差价结算的资金优先从辅助服务市场里支出，中午大量出清价为零可能是火电机组大量备用造成的结果，应从电力市场运行经济性的角度设置更合理的报价方式；四是要在后续交易批次中重点考虑新能源场站作为独立经营主体，真正体现其参与市场的权责义务。
“此外，需进一步优化中长期和现货市场的衔接，能真正体现供需关系的是现货市场。目前，不少省份要求中长期合约规模锁定在80%—90%，需放宽中长期合约比例限制，提高市场的流动性。”南豆指出。
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