辽宁136号文：聚焦五大核心领域的机制突破与改革示范

一、新老项目划断精准施策

《方案》以明确的时间节点，对新能源项目实施新老划断管理，针对存量与增量项目量身定制差异化政策，最终达成“存量保稳定、增量促发展”的目标。在存量项目管理方面，将存量项目机制电价锚定在燃煤基准价0.3749元/千瓦时，实现与历史保障性电价和电量政策的无缝衔接，有效避免了因政策突变导致项目收益断崖式下跌的风险，为存量项目平稳过渡至市场化运营提供有效路径。对于增量项目，以市场化竞争为导向，稳定行业投资预期，激发市场活力与创新动力。2025年竞价时纳入机制的电量规模与当年新能源非市场化比例妥善衔接，按增量项目上网电量的55%确定，2025年竞价执行期限为12年，竞价上限最高不高于辽宁省燃煤基准价，竞价下限初期考虑成本因素，避免无序竞争等因素确定，后续视情况取消，有利于实现新能源企业合理收益，也为新能源技术进步和成本下降预留了合理的价格调整空间。在竞价时设置申报充足率下限，促使企业在参与市场过程中注重自身竞争力的提升，进而推动新能源产业实现高质量发展。

二、新能源入市与系统稳定有效衔接

《方案》提出逐步实现所有市场主体按所在节点的现货市场价格结算，并将电能量市场结算方式从“差量结算”调整为“差价结算”，尝试构建起“物理交割与财务结算分离”的体系，同时建立健全推动新能源上网电价市场化改革的支撑，完善辅助服务市场交易和价格机制、配套差异化容量补偿机制、成本补偿机制，实现市场活力激发与系统安全保障的平衡。

差价结算机制设计高度契合电力商品的特殊属性，能够使价格信号更加精准地反映市场供需关系，为新能源企业参与市场竞争营造了公平有序的环境。《方案》将电能量电费拆解为实时市场全电量电费、日前市场差价电费、中长期差价合约电费三个部分，降低了新能源企业的偏差考核风险，鼓励其积极参与现货市场。这也与新能源的“机制电量”的结算方式衔接更加紧密，避免了新能源可持续发展价格结算机制采用差价结算方式，而电能量市场采用差量结算方式，导致新能源主体的电能量存在两种结算方式，降低了新能源主体市场参与结算的复杂性。

《方案》对承担系统基础支撑作用的煤电、电网侧储能等电源，依据其容量贡献给予稳定的固定补偿，并对机组启动、空载等关键成本进行兜底保障。一方面，稳固了煤电作为电力供应“稳定器”和“压舱石”的基础地位，确保电力系统运行的可靠性；另一方面，为储能等灵活性资源的发展提供了有力的经济激励，有效促进电力系统调节能力的提升。既推动了新能源全面融入市场体系，又切实保障了电力系统的安全稳定运行，成功化解了“转型”与“保供”之间的矛盾，为高比例新能源并网提供了坚实的保障。

三、中长期交易机制创新

《方案》在中长期电力交易机制上进行创新，围绕提升交易灵活性和合约多样性两大核心，构建起更契合市场主体需求的交易体系，提升电力资源配置效率。

在交易灵活性方面，逐步放宽发电侧中长期签约比例要求，用户侧中长期合约签约比例相应调整，取消新能源中长期签约比例下限。这一举措打破“固定比例签约”的桎梏，更加契合中长期合约并非物理执行合约而是金融价差合约的本质。促使用户、新能源企业依据自身生产特性、消纳能力及市场预判，自主确定合约电量占比，能更精准地匹配生产与市场需求，有效激活中长期电力交易市场，提升市场整体运行效能。

在合约多样性方面，供需双方结合实际需求合理确定中长期合同量价、曲线、结算参考点等信息。初期结算参考点可选择为日前市场（或实时市场）的用户侧（或发电侧）统一结算点（或机组所在节点）。待市场成熟后，可自行选择将日前市场（或实时市场）任一节点作为结算参考点。交易双方可自行约定结算参考点价格的形成方式和计算周期。有利于将现货市场的时空价格信号充分融入中长期交易，培育经营主体的市场意识。通过个性化的合约条款设计，实现电力资源的精准配置，满足不同市场主体在风险管理、成本控制等方面的差异化需求。

四、现货交易机制完善

《方案》聚焦现货市场建设，通过完善交易机制和价格机制，推动新能源公平有序参与市场，激活现货市场价格发现功能，促进资源的优化配置。

新能源项目可报量报价参与现货市场，也可接受市场价格，给予新能源自主选择市场参与方式的权利。同时，适当放宽现货市场限价，现阶段将申报价格上限设定为1.1元/千瓦时，出清价格上限为1.5元/千瓦时，申报与出清价格下限均为-0.1元/千瓦时，并建立动态调整机制。这使得辽宁成为全国少数可以出现“负电价”的地区，更好地体现电价的时间和空间信号，通过价格信号引导电力从低价区流向高价区，促进电力在更大范围内优化互济。

在日前市场机制构建上，采取分步推进策略。现阶段，机制电量对应容量暂不参与日前市场的申报、出清及结算，未纳入机制的电量对应容量可参与日前市场，且申报容量上限为额定容量扣减机制电量对应容量后的剩余容量，避免了机制电量的“多重套利”。当前日前市场仅开展预出清和可靠性机组组合工作，预出清结果不用于实际结算，通过预出清结果反映市场供求，给予市场主体调整计划的机会，也保障电力系统安全稳定运行。待电网企业技术支持系统具备条件后，日前市场正常开展，允许新能源和用户报量报价自愿参与日前市场，日前市场与可靠性机组组合分开，体现了市场建设者对电力系统安全稳定的高度重视，也展现了坚持市场高质量发展、不降低建设标准的坚定决心。

五、市场规范体系构建

《方案》在市场风险防控与秩序规范领域推出多项举措，兼顾用户权益保护与企业活力激发，致力于营造公平、透明、高效的市场环境。

针对售电公司经营行为，《方案》实施度电价差上限管理，明确规定售电公司零售电价与批发购电成本之间的价差超过一定上限的部分，需按照约定比例与用户进行分享。从根本上杜绝了售电公司利用信息不对称通过“低买高卖”获取不合理暴利的行为，保证市场主体公平分享政策红利，保障工商业用户的用电成本稳定。

在电力交易结算体系方面，《方案》提出完善市场费用分类与管理标准，优化了市场费用管理机制。重点规范成本补偿类费用、市场不平衡资金、阻塞盈余费用这三类费用的核算与使用。同时，逐步取消市场调节类费用，精简费用项目。在操作执行层面，遵循国家相关规定，规范开展市场各类费用的计算、结算及分摊分享工作，并在结算凭证中对各项费用进行清晰列示。提高了费用管理的规范性与透明度，让市场经营主体清晰掌握费用构成与流向，维护电力市场秩序和各类市场主体的合法权益。

《方案》的诸多创新亮点，是国家政策框架与地方实际情况深度融合的智慧结晶，在保障新能源产业快速发展的同时，牢牢守住了电力系统安全运行和市场稳定的底线。不仅为辽宁从“煤电大省”向“绿色能源枢纽”转型注入强劲动力，更为东北乃至全国工业省份的新能源市场化改革提供了可借鉴的成功样本。