為深入貫徹落實黨中央、國務(wù)院關(guān)于加快構(gòu)建新型電力 系統(tǒng)、健全綠色低碳發(fā)展機制的決策部署，根據(jù)《國家發(fā)展 改革委 國家能源局關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號） 精神，充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，促進新能 源高質(zhì)量發(fā)展，結(jié)合我省實際，制定本實施方案。

 一、總體目標 

 按照價格市場形成、責任公平承擔、區(qū)分存量增量、政 策統(tǒng)籌協(xié)調(diào)的總體要求，深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革， 建立適應(yīng)遼寧新能源發(fā)展特點的可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制， 分類施策推進新能源全面進入市場，配套完善電力中長期市 場、現(xiàn)貨市場交易規(guī)則和價格機制，建立健全容量補償、成 本補償、輔助服務(wù)等政策支撐，完善電力市場體系，促進新 能源高質(zhì)量發(fā)展。 

 二、基本原則 

 堅持市場化改革方向，推動新能源上網(wǎng)電量全面進入電 力市場，通過市場交易形成價格。 堅持責任公平承擔，完善適應(yīng)新能源發(fā)展的市場交易規(guī) 則和價格機制，推動新能源公平參與市場交易。 堅持分類施策，區(qū)分存量項目和增量項目，建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制，保持存量項目政策銜接，穩(wěn)定增 量項目收益預(yù)期。 堅持統(tǒng)籌協(xié)調(diào)，行業(yè)管理、價格機制、綠色能源消費等 政策協(xié)同發(fā)力，完善電力市場體系，更好支撐新能源發(fā)展規(guī) 劃目標。 

 三、主要任務(wù) 

 （一）建立健全推動新能源高質(zhì)量發(fā)展的價格機制 

 1.推動新能源上網(wǎng)電價全部由市場形成。新能源項目 （風電、太陽能發(fā)電，下同）上網(wǎng)電量原則上全部進入電力 市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成。根據(jù)市場建設(shè)情況，逐 步放開各類電源進入市場參與交易。 參與跨省跨區(qū)交易的新能源電量，上網(wǎng)電價和交易機制 按照國家相關(guān)政策執(zhí)行。新能源參與市場后因報價等因素未 上網(wǎng)電量，不納入新能源利用率統(tǒng)計與考核。 

2.建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制。新能源參與電 力市場交易后，在市場外建立差價結(jié)算機制。對納入機制的 電量（以下簡稱機制電量），市場交易均價低于或高于納入 機制的新能源電價水平（以下簡稱機制電價）部分，由電網(wǎng) 企業(yè)按規(guī)定開展差價結(jié)算，結(jié)算費用納入系統(tǒng)運行費用。機 制電量不再開展其他形式的差價結(jié)算。 

 用于機制電量差價電費結(jié)算的市場交易均價按照月度 發(fā)電側(cè)實時市場同類項目加權(quán)平均價格確定。市場同類項目 加權(quán)平均價格=∑（同類項目所在節(jié)點的各時段實時市場價 格×同類項目各時段的實時市場上網(wǎng)電量）/（月度所有同 類項目實時市場上網(wǎng)電量之和），按項目電源類型分為風電、 光伏兩類。 鼓勵新能源項目通過線上方式與電網(wǎng)企業(yè)簽訂差價結(jié) 算協(xié)議，機制電量按照相同比例進行月度分解，已結(jié)算的機 制電量累計達到當年機制電量規(guī)模時，超過部分及后續(xù)月不 再執(zhí)行機制電價，若年底仍未達到年度機制電量規(guī)模，則缺 額部分的電量不再執(zhí)行機制電價，不進行跨年滾動。發(fā)電側(cè) 機制電量差價電費＝實際上網(wǎng)電量×機制電量比例×（機制 電價－月度發(fā)電側(cè)實時市場同類項目加權(quán)平均價格）。電力 現(xiàn)貨市場連續(xù)運行時，新能源項目在并網(wǎng)至轉(zhuǎn)商運的調(diào)試運 行期間，接受實時市場現(xiàn)貨價格，調(diào)試運行期間已納入機制 的上網(wǎng)電量執(zhí)行機制電價。 

 3.明確存量與增量項目機制電量執(zhí)行方式。新能源可持 續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制的電量規(guī)模、機制電價和執(zhí)行期限區(qū)分 存量和增量項目。已納入機制的新能源項目，執(zhí)行期限內(nèi)可 自愿申請部分電量或者全部電量退出。新能源項目執(zhí)行到 期，或者在期限內(nèi)自愿退出的，均不再納入機制執(zhí)行范圍。 

 （1）存量項目。執(zhí)行范圍為2025年6月1日（不含） 以前投產(chǎn)（核準或備案容量全部建成并網(wǎng)，下同）的新能源 項目。納入機制電量規(guī)模妥善銜接我省現(xiàn)行保障性優(yōu)先發(fā)電 電力電量平衡相關(guān)政策，單個項目每年納入機制電量規(guī)模原 則上不得高于上一年水平。機制電價為0.3749元/千瓦時。 執(zhí)行期限按各項目剩余全生命周期合理利用小時數(shù)對應(yīng)月 份與投產(chǎn)滿20年對應(yīng)月份較早者確定。 

 （2）增量項目。執(zhí)行范圍為2025年6月1日起投產(chǎn)的 新能源項目。納入機制的電量規(guī)模每年根據(jù)國家下達的非水 可再生能源消納責任權(quán)重完成情況、用戶承受能力等因素動 態(tài)調(diào)整，方案實施后第一年新增納入機制的電量與 2025 年 新能源非市場化比例妥善銜接。增量項目自愿參與競價，確 定機制電量、機制電價。競價工作在全省范圍內(nèi)統(tǒng)一開展。 競價上限考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、 用戶承受能力等因素確定。競價下限初期考慮先進電站造價 成本、避免無序競爭等因素確定，后續(xù)視情況取消。執(zhí)行期 限綜合考慮同類項目回收初始投資的平均期限確定。 

 （二）建立健全推動新能源高質(zhì)量發(fā)展的市場機制

 4.完善中長期市場交易和價格機制。實現(xiàn)各類電源公平 參與市場，取消針對特定電源、特定用戶或地區(qū)進行的專場 交易。供需雙方結(jié)合實際需求合理確定中長期合同量價、曲 線、結(jié)算參考點等信息。初期結(jié)算參考點可選擇為日前市場 （或?qū)崟r市場）的用戶側(cè)（或發(fā)電側(cè)）統(tǒng)一結(jié)算點（或機組 所在節(jié)點）。待市場成熟后，可自行選擇將日前市場（或?qū)? 時市場）任一節(jié)點作為結(jié)算參考點。交易雙方可自行約定結(jié) 算參考點價格的形成方式和計算周期。 逐步放寬發(fā)電側(cè)中長期簽約比例要求，用戶側(cè)中長期合 約簽約比例相應(yīng)調(diào)整。機制電量不參與中長期交易，計入中 長期合同簽約比例。取消新能源中長期簽約比例下限。新能 源中長期交易申報電量上限，現(xiàn)階段按裝機容量扣除機制電 量對應(yīng)容量后的最大上網(wǎng)能力確定。 

 5.完善綠色電力交易政策。省內(nèi)綠色電力交易開展雙邊 協(xié)商、掛牌交易，申報和成交價格分別明確電能量價格和相 應(yīng)綠色電力證書價格，不單獨組織集中競價、滾動撮合交易。 機制電量對應(yīng)綠證收益統(tǒng)一由省級專用綠證賬戶承接，全體 工商業(yè)用戶共有。鼓勵推行多年期綠電交易機制。優(yōu)化調(diào)整 綠電交易結(jié)算規(guī)則，納入機制的電量不重復(fù)獲得綠證收益， 綠電交易電量的綠證收益，采用當月綠電合同電量、扣除機 制電量的剩余上網(wǎng)電量、電力用戶用電量三者取小的原則確 定結(jié)算電量。選擇優(yōu)先結(jié)算綠電交易所對應(yīng)綠證收益的，需 綠電交易雙方協(xié)商一致，向電網(wǎng)企業(yè)提交書面結(jié)算委托函， 當月因未扣減綠證收益對應(yīng)的機制電量視為自愿退出機制， 后續(xù)作為市場化電量參與交易。 

 6.完善現(xiàn)貨市場交易機制和價格機制。新能源項目可報 量報價參與現(xiàn)貨市場，也可接受市場價格。推動新能源公平 參與實時市場，加快實現(xiàn)自愿參與日前市場。支持分布式光 伏項目直接或聚合后參與市場。 現(xiàn)階段，機制電量對應(yīng)容量不參與日前市場的申報、出 清、結(jié)算。未納入機制的電量對應(yīng)容量可參與日前市場，申 報容量上限為額定容量扣減機制電量對應(yīng)容量后的剩余容 量。日前市場僅開展預(yù)出清和可靠性機組組合，預(yù)出清結(jié)果 不用于結(jié)算。待電網(wǎng)企業(yè)技術(shù)支持系統(tǒng)具備條件后，日前市 場正常開展，允許新能源和用戶報量報價自愿參與日前市 場，日前市場與可靠性機組組合分開。 適當放寬現(xiàn)貨市場限價�，F(xiàn)階段，現(xiàn)貨市場申報價格上-限確定為1.1元/千瓦時，出清價格上限為1.5元/千瓦時， 申報價格、出清價格下限均為-0.1 元/千瓦時，后續(xù)結(jié)合電 力市場建設(shè)情況動態(tài)調(diào)整。 

 7.完善電能量市場結(jié)算機制。逐步實現(xiàn)所有市場主體按 所在節(jié)點的現(xiàn)貨市場價格結(jié)算。新能源電能量電費由新能源 實時市場全電量電費、新能源日前市場差價電費、新能源中 長期（含綠電電能量部分，下同）差價合約電費組成。新能 源上網(wǎng)電量按所在節(jié)點的實時市場價格結(jié)算，新能源日前出 清電量按所在節(jié)點的日前市場價格與實時市場價格作差價 結(jié)算，新能源中長期合約電量按照新能源中長期合約價格與 合約結(jié)算參考點的現(xiàn)貨市場價格作差價結(jié)算。電能量市場結(jié) 算方式調(diào)整為差價結(jié)算，逐步優(yōu)化電能量費用結(jié)算限價機 制，具體細則另行制定并發(fā)布。 現(xiàn)階段，低壓分布式新能源項目可暫按實時市場用戶側(cè) 結(jié)算參考價格結(jié)算實時市場電費及機制電量差價電費。待電 網(wǎng)企業(yè)技術(shù)支持系統(tǒng)具備條件后，實時市場電費按所在節(jié)點 的實時市場價格結(jié)算，機制電量差價電費按同類項目所在節(jié) 點的實時市場加權(quán)平均價格結(jié)算。 

 （三）建立健全推動新能源上網(wǎng)電價市場化改革的支撐 體系

 8.完善輔助服務(wù)市場交易和價格機制。科學(xué)確定電力輔 助服務(wù)市場需求，堅持按效果付費，合理設(shè)置有償輔助服務(wù) 品種、輔助服務(wù)計價等市場規(guī)則，促進輔助服務(wù)價格合理形 成。適時開展備用輔助服務(wù)交易，輔助服務(wù)費用由用戶用電量和未參與電能量市場交易的上網(wǎng)電量承擔。

 9.完善發(fā)電側(cè)容量補償機制。積極探索以容量供需為基 礎(chǔ)的容量價格機制，建立容量市場，能夠提供有效容量的各 類電源及需求側(cè)資源可通過參與容量市場獲得容量補償，實 現(xiàn)容量市場參與主體的多元化。現(xiàn)階段，通過開展成本調(diào)查 區(qū)分機組固定成本、變動成本，采用固定容量電價補償方式， 對煤電、電網(wǎng)側(cè)新型儲能等提供的系統(tǒng)容量按貢獻予以補償。

 10.建立電力市場成本補償機制。根據(jù)我省能源結(jié)構(gòu)特 性，制定煤電機組發(fā)電成本測算辦法，綜合考慮發(fā)電機組類 型、發(fā)電能耗、容量級別、地理位置等因素，測算各類型機 組啟動成本、空載成本、電能量邊際成本等費用水平，分析 波動趨勢，科學(xué)合理建立機組成本補償機制，原則上成本補 償費用由用戶側(cè)電量分攤。

 11.完善零售市場交易和價格機制。逐步規(guī)范售電公司 零售套餐設(shè)置，促進零售市場充分競爭。新能源全部電量進 入電力市場后，為保證市場主體公平分享政策紅利，對售電 公司度電價差進行上限管理，超出該范圍的零售收益由售電 公司及其代理零售用戶按一定比例分享。具體細則另行制定 并發(fā)布。 

 12.完善市場費用分類與管理標準。加強市場費用管理， 規(guī)范成本補償類費用、市場不平衡資金、阻塞盈余費用，逐 步取消市場調(diào)節(jié)類費用。按照國家相關(guān)要求開展市場各類費 用計算、結(jié)算和分攤分享，并在結(jié)算憑證中清晰列示，切實 維護電力市場秩序和市場經(jīng)營主體權(quán)益。 

13.強化改革與代理購電機制協(xié)同。優(yōu)化居民農(nóng)業(yè)等保 障性電量代理購電方式，當優(yōu)先發(fā)電電量匹配保障性電量后 仍有不足或剩余時，通過市場化方式交易差額電量。

 四、保障措施 

 （一）加強組織落實和政策協(xié)同 省發(fā)展改革委會同省工業(yè)和信息化廳、東北能源監(jiān)管局 等部門密切協(xié)作，周密組織落實，保障新能源公平參與交易， 促進市場平穩(wěn)運行。強化政策規(guī)劃協(xié)同，做好與現(xiàn)行政策和 能源發(fā)展規(guī)劃的銜接。強化改革與優(yōu)化環(huán)境協(xié)同，堅決糾正 不當干預(yù)電力市場行為，不得向新能源不合理分攤費用，不 得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網(wǎng)、上網(wǎng)等的前 置條件。享有財政補貼的項目，全生命周期合理利用小時數(shù) 內(nèi)的補貼標準按照原有規(guī)定執(zhí)行。 

 （二）強化電價監(jiān)測和風險防范 建立發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶全方位價格監(jiān)測體 系。電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)對電力中長期、現(xiàn)貨和輔助服務(wù)市場交易情 況、結(jié)算科目、各類費用規(guī)模、各類主體收益和費用分攤情 況、市場限價等信息評估匯總。市場價格出現(xiàn)異常波動時， 及時分析原因，研究處置方案，確保新能源上網(wǎng)電價市場化 改革政策平穩(wěn)有序推進。 

 （三）完善市場管理和技術(shù)支撐 電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)加快改造升級現(xiàn)貨市場技術(shù)支持系統(tǒng)，增強 市場仿真測算和價格預(yù)測能力，提升新能源項目管理、計量 支撐、并網(wǎng)服務(wù)等能力和市場服務(wù)水平。做好競價和電費結(jié)- 算工作，有序組織合同簽訂，在系統(tǒng)運行費中增加“新能源 可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制差價結(jié)算費用”科目，執(zhí)行結(jié)果單 獨歸集。電力交易中心應(yīng)完善電力市場信息披露內(nèi)容，按月 發(fā)布新能源市場運行情況和各類項目月度交易均價，提升市 場透明度。完善市場注冊、交易組織與結(jié)算等功能，全面支 持多元市場主體參與交易，加強交易平臺與綠證系統(tǒng)的銜接。

 （四）做好政策宣貫和跟蹤評估 各市相關(guān)部門協(xié)同電網(wǎng)企業(yè)，加強政策宣傳，開展市場 培訓(xùn)，幫助市場經(jīng)營主體熟悉交易規(guī)則和流程，提升參與市 場的能力，及時回應(yīng)社會關(guān)切。密切跟蹤市場價格波動、新 能源發(fā)電成本和收益變化、終端用戶電價水平等，認真評估 改革對行業(yè)發(fā)展和企業(yè)經(jīng)營等方面的影響，及時總結(jié)改革成 效，優(yōu)化政策實施。

 本方案自下發(fā)之日起實施，現(xiàn)行政策相關(guān)規(guī)定與本方案 不符的，以本方案為準。未盡事宜按照國家要求落實。期間 如遇國家政策調(diào)整，按照最新規(guī)定執(zhí)行。