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在国家发改委发布136号文之后，我国电力市场化改革再度提速。各类电源主体与市场参与方纷纷根据新的政策导向调整战略，电力系统中的“发、输、储、用”全链条也呈现出新的动态博弈与演变逻辑。以下，便从新能源、火电、储能、抽水蓄能和绿证五大领域展开梳理，剖析市场化改革背景下电力行业的新趋势与新路径。

新能源：从“政策依赖”迈向“市场竞争”

在标杆电价时代，新能源发电项目收益稳定，市场风险较低。然而，随着136号文落地，新能源企业需自主参与电力市场交易，接受电价波动带来的收益不确定性。同时，绿电消费需求增长为新能源发电提供了“绿证”这一增值工具，企业通过绿色认证提升产品竞争力，拓展用户市场。

火电：灵活性改造驱动新增长

作为传统“主力电源”，火电受新能源冲击显著。当前，火电企业依托调峰、调频等辅助服务维持系统稳定性，并通过灵活性改造提升快速响应能力，实现“低谷少发、高峰多发”，在电力现货市场和辅助服务市场中探索盈利新模式。火电角色由“发电主力”转型为“系统兜底保障”。

储能：独立市场主体加速崛起

储能逐步脱离新能源项目的“配套依赖”，成为独立市场主体。随着政策引导和市场机制完善，储能企业通过参与调频、调峰和电力套利等多元化业务，拓宽收益渠道。储能资产的独立化和市场化交易，推动其成为电力系统灵活性的重要支撑。

抽水蓄能：容量补偿机制下的“系统蓄能器”

抽水蓄能在新能源渗透率提升背景下发挥关键作用。通过削峰填谷、系统调频和稳定电网运行，抽水蓄能获得容量补偿与调峰收益，盈利模式进一步清晰。市场机制优化为其带来“高光时刻”，成为保障系统灵活性的重要资源。

绿证：政策调整下的挑战与机遇

绿证作为绿色电力环境价值的证明，在推动可再生能源消费中发挥核心作用。136号文明确，机制电量不再重复核发绿证，企业需在电价机制与绿证收益之间权衡选择。随着绿证交易市场与绿色消费需求扩大，绿证将在企业碳中和、绿色制造等领域获得更大应用空间。

“菜市场化”深化，电力市场结构重塑

136号文开启电力市场深度市场化进程，新能源发电、火电灵活性调节、储能及抽水蓄能多元主体共同参与，形成供需灵活、竞争有序的新型电力市场格局。用户选择权增强，绿电消费、峰谷套利成为新趋势，市场定价信号更加敏感，电力系统整体韧性提高。

展望：电力市场化改革持续推进

电力市场的“菜市场化”，标志着我国电力体制改革步入新阶段。随着交易机制不断优化和绿色低碳转型深入推进，新能源、火电、储能、绿证等各方将在市场中实现价值重塑，共同构建开放、灵活、可持续的电力市场生态。