為深入貫徹落實黨中央、國務院關(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 

 （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)對應月 份與投產(chǎn)滿20年對應月份較早者確定。 

 （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容量后的剩余容 量。日前市場僅開展預出清和可靠性機組組合，預出清結(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.完善輔助服務市場交易和價格機制�？茖W確定電力輔 助服務市場需求，堅持按效果付費，合理設(shè)置有償輔助服務 品種、輔助服務計價等市場規(guī)則，促進輔助服務價格合理形 成。適時開展備用輔助服務交易，輔助服務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�，F(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)應對電力中長期、現(xiàn)貨和輔助服務市場交易情 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測能力，提升新能源項目管理、計量 支撐、并網(wǎng)服務等能力和市場服務水平。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，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。