中国新能源上网电价市场化改革正逐步深化，围绕"136号文"这一政策核心，各地在落实过程中展现出显著差异性与创新性。 从政策落地情况来看，山东、广东等沿海经济发达省份已开始探索将分布式能源作为整体参与市场交易的新型模式。这些地区普遍呈现出"分布式+负荷"或"分布式+储能"的特征，使得新能源项目能够更灵活地响应市场价格信号，实现资源优化配置。 在政策执行层面，各地区根据自身特点采取了多样化策略。例如，内蒙古等西部省份由于市场化程度较高，在机制电量和电价设定上采取相对保守的态度；而东部沿海地区的外向型经济特征，则使其具备较高的电价承受能力，并对电力绿色价值有更强的市场需求。 专家观点方面，厦门大学能源政策研究院的多位学者强调：短期内，新能源全面入市可能导致投资布局的调整与收益分化。具有调节能力的项目将获得超额回报，而配置储能或加强负荷调节性的项目则能获取更多收益。 长期来看，随着越来越多具备调节能力的新能源项目接入市场，市场价格将逐步趋向发电边际成本。同时，机制电量在总量中的占比也将逐渐增加，从而限制了出清价过高的现象，确保电价形成更加真实有效的市场价格信号。 值得注意的是，在跨省跨区电力交易方面，当前固化的中长期合同与实时量价难以匹配的问题仍待解决。专家建议应推动省间现货交易比例的逐步放开，并探索发电企业直接参与受端省份市场交易的可能性。 在系统调节能力构建上，有观点提出借鉴高铁发展的成功经验，由国家主导进行电网侧大规模储能布局的方案值得深入探讨。尽管这一方案短期内可能存在经济性挑战，但从支撑新能源消纳与能源低碳转型的战略高度来看，其综合效益不容忽视。 总体而言，随着"136号文"在各省的逐步落地实施，中国电力市场正经历着从政策引导向市场化驱动的重要转变。这一过程中，如何平衡短期投资波动与长期市场机制建设的关系，将成为决定改革成效的关键因素。