辽宁136号文实施方案正式出台：机制创新推动新能源高质量发展

近日，辽宁省发展改革委印发《辽宁省深化新能源上网电价市场化改革实施方案》（辽发改价格〔2025〕734号，以下简称《实施方案》），成为东北区域第二个正式落地《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，以下简称136号文）的省份。作为东北区域能源和负荷核心省份，辽宁此次方案以“价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调”为总要求，构建起“价格机制+市场机制+支撑体系”的改革框架，既为省内新能源市场化消纳提供制度保障，也为其他地区的新能源市场化改革提供新的探索路径。

构建市场化价格机制，

推动新能源高质量发展

作为国家136号文的落地承接方案，《实施方案》通过存量稳价、增量竞价的方式，构建了以市场形成为核心、兼顾公平与可持续发展的新能源价格机制，分类施策推动新能源全电量入市，实现行业平稳过渡与市场活力释放。

一方面，《实施方案》推动新能源上网电价全面市场化，除跨省跨区交易按国家相关政策执行外，其余风电、太阳能发电项目上网电量原则上全部进入市场，因报价原因未上网电量不纳入利用率考核，财政补贴项目按原规定执行补贴。近年来辽宁风电光伏装机快速增长，截至24年底新能源装机已接近3000万千瓦，占省内电源（不含配套机组）比例超37%，推动新能源全面参与市场能丰富市场化发电供给、平衡市场化发用电量、有效减少不平衡资金规模，是推动辽宁电力市场走向成熟的关键一步。

另一方面，建立可持续发展价格结算机制，对机制电量实行差价结算，以月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格为基准，由电网企业核算差价费用，调试期项目也可享受机制电价。同类项目加权平均价明确使用节点价格，意味着网络阻塞等电力商品的空间价值在现货电价中得以显现，位置价格信号显著增强。发电企业投资决策需统筹考虑电网结构、消纳能力等因素，风光资源好的地区也容易造成新能源装机富余，产生“窝电”导致电价较低；靠近负荷中心机组资源禀赋可能较差但消纳空间大更具经济效益，执行节点电价将更有利于发挥市场对资源的优化配置作用。

在执行层面，方案严格区分存量与增量项目。存量项目（2025年6月1日前投产）机制电价统一锚定0.3749元/千瓦时，电量规模不超上年水平，执行期限取剩余全生命周期合理利用小时数对应月份与投产满20年对应月份的较早值；增量项目（2025年6月1日后投产）电量规模动态调整，通过竞价确定机制电量与电价，竞价上下限考虑成本收益、供需形势及避免无序竞争等因素，保障机制竞价的公平开展。

创新市场化交易机制，

立足辽宁实际的新尝试

《实施方案》结合辽宁省内“煤电占比高、新能源出力波动性强、市场成熟度待提升”等现实情况，推出针对性创新举措，避免盲目照搬山西、山东等市场成熟度高、现货市场已正式运行省份经验，确保改革落地可行。

中长期交易方面，一是提出中长期结算参考点“分阶段放开”。结算参考点的提出意在解决现行多数省份结算模式下未结算发电侧所在节点与中长期结算参考点间的现货价差的问题，即部分从业人员所谓的“中长期阻塞”。辽宁电网作为东北区域电网核心，跨区域输电通道多，现货市场阻塞风险随新能源出力波动变化明显。《实施方案》未一步到位放开结算参考点选择，而是提出“分阶段”策略，初期结算参考点限定为日前（或实时）市场的用户侧/发电侧统一结算点（或机组所在节点），降低市场主体操作复杂度；待市场成熟、阻塞管理能力提升后，再允许交易双方自行选择任一节点作为结算参考点，让主体自主选择风险规避方式。通过价格信号引导电源向负荷中心、低阻塞区域布局，优化资源空间配置。这种“渐进式”路径，既避免机制超前于交易能力引发的市场混乱，又为后续改革预留空间。二是由于新能源出力波动性较大的特点，现行强制高比例签约的中长期交易模式容易产生较大的交易风险，因此方案提出逐步放宽中长期签约比例要求。考虑到当前市场环境下“高比例签约稳定收益”仍是市场主流的交易逻辑，通过将机制电量计入中长期合同签约比例的做法避免机制电量“二次结算”扩大新能源交易杠杆，同时满足部分主体的高比例签约需求，保障市场运行的公平和效率。

现货交易方面，《实施方案》对现货市场设计作出过渡性安排，有效平衡市场功能与系统安全。现阶段，机制电量对应容量不参与日前市场申报、出清与结算，仅未纳入机制的容量可参与日前市场，且日前市场仅开展预出清和可靠性机组组合，预出清结果不用于结算；待电网技术支持系统完善后，再推动日前市场正常运行，实现“自愿参与的日前市场”与“强制参与的可靠性机组组合”完全分离。日前市场中用户的用电需求是有弹性的，可以根据价格信号调节实时的用电行为，因此应允许发用主体基于交易意愿自由参与日前市场交易，运行机构通过开展可靠性机组组合保障系统安全运行。且若允许新能源按现行方式全量参与日前又会导致机制电量“二次结算”扩大新能源交易风险。在这样的背景下，辽宁果断选择日前市场预出清模式，在市场成熟度还不足以支撑高度自由的财务化日前市场时，暂停日前市场结算，设置一个过渡阶段让市场主体熟悉交易环境的同时运行机构得以优化技术支持系统及工作开展流程，待时机成熟再重启日前市场结算实现日前市场和可靠性机组组合的完全分离。

此外在绿色电力交易方面，《实施方案》明确绿电交易电量的绿证收益，采用当月绿电合同电量、扣除机制电量的剩余上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定结算电量。考虑用户的绿证需求，若扣除机制电量后剩余上网电量小于绿电合同电量可能导致用户无法按期满足绿证履约要求，此时经绿电交易双方协商一致可优先结算绿电交易对应绿证收益，但需相应扣除机制部分结算电量以满足绿色环境价值的唯一性避免重复计算。

建立市场化支撑体系，

推动各类电源协同发展

辽宁煤电装机占比高，是传统的主力电源。但随着近年新能源装机快速增长，煤电“基础保障+系统调节”的功能愈发明显，需配套建立市场化支撑体系，以推动各类电源协同发展。

一方面是完善容量补偿及运行成本补偿机制。新能源全面入市带来电价下行风险，叠加风光大发时段煤电机组为保障系统安全低负荷率运行，可能导致其难以回收全部容量及运行成本，因此需配套完善补偿机制。一是对煤电、电网侧新型储能等提供的系统容量按贡献予以补偿。按贡献进行补偿意味着需考虑对系统容量供给做出的贡献，即有效容量进行补偿。相较于现行容量电价制度仅考虑最大申报出力计算容量电费，按有效容量进行补偿更能反映系统顶峰困难时的真实容量价值，同时也能更好衔接储能等其他电源品种的容量补偿费用计算，实现发电容量的长期稳定充裕。二是统筹考虑机组启动成本、空载成本及电能量边际成本，反映运行成本补偿的本质，即补偿现货收益无法覆盖的变动成本，解决了现有补偿机制下空载成本、电能量成本未完全覆盖，启动补偿与必开补偿存在功能重复等问题，确保了补偿标准的合理性。

另一方面完善辅助服务市场交易和价格机制。新能源出力波动性大、间歇性强的特点导致系统调节和平衡需求快速增加。《实施方案》针对性提出完善辅助服务市场交易和价格机制，通过合理设置的价格形成机制激励市场主体参与调频交易，并适时开展备用交易，通过市场方式优化调频及备用供给，实现电能量和辅助服务配置的高效协同，更好地支撑电网安全稳定运行。

结语

《实施方案》是辽宁对国家136号文的创造性落实，也是新能源市场化改革的一个关键突破，既坚守市场化的核心方向，通过全电量入市、差价结算、竞价机制等构建公平竞争框架；又立足省内市场建设实际情况进行机制创新，分阶段设计结算参考点选取机制、过渡期日前市场调整为“预出清”模式无不彰显辽宁的决策智慧和改革先锋担当。随着市场化改革不断推进，相信辽宁将逐步完成国家政策与地方实践的精准衔接，为“双碳”目标实现提供坚实支撑。