???在《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）推动新能源全面入市的背景下，各地实施方案陆续公布。9月25日，《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《方案》）正式出台，立足本地电力供需格局与新能源发展实际，在中长期交易机制、绿电结算、日前市场运营等关键领域推出一系列创新举措。这些举措不仅贴合国家电力市场改革导向，更精准破解了当前地方电力市场运行中的痛点难点，对激发市场活力、保障能源安全、推动绿色转型具有重要意义。

??亮点一：增强中长期交易灵活性

??《方案》在中长期交易领域的突破性探索，集中体现在结算参考点机制的灵活化设计上。交易双方不仅可以自主约定结算参考点，还可自行约定结算参考点价格的形成方式和计算周期，也就是说中长期结算参考价格可以选择某一节点一定周期内的全部或部分时段的加权平均价格。这一设计彻底打破了传统中长期合约结算参考点“单一化、固定化”的限制，为市场主体提供了更灵活的交易环境。

??以往默认使用统一结算参考点的方式虽简单易操作，但难以让现货市场的时空价格信号充分融入中长期交易，也不利于培育经营主体的市场意识。《方案》允许交易双方按照“位置（节点）、价格形成方式、计算周期”三个维度自定义中长期结算参考价，匹配不同经营主体的个性化需求，更好发挥中长期交易作用。如新能源企业在签订中长期合约时，可选择场站所在节点作为中长期结算参考点，以实现避险需求；如电力用户位于辽宁省非负荷中心，即节点电价较低地区，可与发电企业协商签订低于目前中长期交易均价水平的合同价格，并选择用户自身所在节点作为中长期结算参考点，以降低用能成本。

??亮点二：自主选择绿电与机制电量结算优先级

??为积极服务“双碳”目标、进一步增强绿电消费吸引力，《方案》创新性设计了绿电交易与机制电量结算优先级选择机制。选择优先结算绿电交易所对应绿证收益的，需绿电交易双方协商一致，向电网企业提交书面结算委托函，当月因未扣减绿证收益对应的机制电量将视为自动退出机制，后续作为市场化电量参与交易。这一设计有助于保障绿电消费用户的合理权益，既尊重市场主体的差异化需求，也体现了政策实施中的灵活性和包容性。

??该机制本质上是对新能源退出机制方式的创新探索，为退出机制提供了更灵活的路径，也是对国家136号文件相关要求的具体落实。136号文明确提出“结合新能源技术进步、电力市场发展、绿色电力消费增长和绿证市场发展等情况，不断完善可再生能源消纳责任权重制度，适时对新能源可持续发展价格结算机制进行评估优化、条件成熟时择机退出。”《方案》所设计的结算优先级选择机制，正是对“择机退出”要求的一种深化落实。

??亮点三：分阶段稳健推进日前市场建设

??在市场建设路径上，辽宁秉持稳中求进的原则，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；待技术支持系统具备条件后，允许新能源和用户报量报价自愿参与，且日前市场与可靠性机组组合分开。需要特别说明的是，当前的阶段性安排并非取消日前市场，从市场功能定位来看，日前市场作为电力交易链条中“最后一次避险机会”，其平稳运行直接关系到市场效率。正因如此，开设日前市场须满足一定的前置条件，如允许用户侧报量报价参与日前市场、用户侧同发电侧均采用节点电价等。现阶段仅开展日前预出清，本质是为了避免因基础条件不成熟导致市场“带病运行”，这既体现了市场建设者对电力系统安全稳定的高度责任感，也彰显了其不降低市场建设标准、坚持长效化发展的坚定决心。

??该机制的创新价值体现在两方面：一方面，在技术系统暂不具备条件时，通过“预出清+可靠性机组组合”的模式，既保留了市场主体表达报价意愿的渠道，通过预出清结果反映市场供求，又确保电网调度以安全为首要目标；另一方面，待条件具备后实现“两者分离”，从制度层面厘清了日前市场的“财务属性”与可靠性机组组合的“物理执行属性”，是对电力市场“市场化定价+安全调度”逻辑的精准落地。

??亮点四：负电价强化更大范围消纳能力

??《方案》在现货市场价格机制上的突破，表现为对限价区间的科学调整：现货市场申报价格上限确定为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。这一调整使辽宁成为全国少数明确实施“负电价”机制的地区，完全契合国家136号文件中“申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定”的改革导向。

??在全国统一电力市场建设的大背景下，引入负电价机制的优势在于强化负荷中心更大范围的消纳能力：全国电力流动并非只有“电源中心向负荷中心送电”，随着负荷中心省份用电需求的时段性波动，其在特定时段也会发生电力过剩现象。当前，吉林、黑龙江等省份现货市场价格下限仍为0，在辽宁出现负电价时，价格信号引导电力从低价区流向高价区，实现辽宁向周边省份甚至更远距离的“虚拟倒送”，这正是全国统一电力市场“打破省间壁垒、实现资源最优配置”奥义的生动体现。

??亮点五：采用差价结算模式完善结算逻辑

??《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，逐步优化电能量费用结算限价机制，并将电能量市场结算方式从“差量结算”调整为“差价结算”，是对电力市场计量结算基本规则中“省级价格主管部门负责制定结算价格相关政策”的落实，理顺了市场结算逻辑，保障市场公平性。差量结算作为我国电力现货市场初期的主流模式，其设计核心是“以中长期合约为基础，现货市场仅调节偏差”，与传统计划模式较为衔接，但弱化了现货市场的价格信号；而差价结算的设计核心是“全电量现货定价”，本质上是将物理交割与财务化合约分离，让现货市场价格更真实地反映供需。

??差价结算机制的优势主要体现在两方面：一是规避了中长期阻塞费用的复杂核算问题。在差量结算模式下，由于不同交易节点存在电价差异，需额外叠加计算跨节点交易的节点价差，导致其并非纯粹意义上的“差量结算”；而差价结算模式则直接以合约价格与结算参考点价格的差值进行结算，实际上是让结算回归其应有的本源形态。二是与“机制电量”的结算方式衔接更加紧密。新能源可持续发展价格结算机制采用差价结算方式，若电能量市场采用差量结算方式，会使新能源主体的电能量存在两种结算方式。

??亮点六：建立科学的容量补偿及成本补偿机制

??国际成熟市场如PJM现货市场的最高限价达2000美元/兆瓦时（约合14.3元/千瓦时），而我国电力现货市场建设尚未成熟，市场力滥用的监管体系亦未完善，现货市场限价水平相对较低，使得机组容量成本回收面临严峻的挑战。基于这一现状，《方案》提出完善发电侧容量补偿机制，通过开展成本调查区分机组固定成本、变动成本，采用固定容量电价补偿方式，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。

??此外，方案提出通过测算各类机组的启动成本、空载成本及边际电能成本，建立电力市场成本补偿机制，确保机组在现货低价时段为系统安全稳定运行提供支撑时，能够获得合理回报。该机制不仅是对发电主体权益的保障，更是维护电力供应安全的重要制度安排，尤其在能源转型期内，为机组灵活性改造和持续经营提供了关键支撑。

??亮点七：保障终端用户公平分享改革红利

??为保证市场主体公平分享政策红利，《方案》提出对售电公司度电价差进行上限管理，超出该范围的零售收益由售电公司及其代理零售用户按一定比例分享。这一设计保障了售电公司的合理利润，又避免因市场力或信息不对称导致其获得超额利润，确保新能源入市、市场效率提升等改革红利真正向终端用户传导。

??从市场公平性角度来看，该机制的核心意义在于“平衡售电公司与用户的利益关系”。方案通过度电价差上限管理，既保护了用户利益，也保留了售电公司合理盈利空间，激励售电公司通过提升服务与管理水平实现良性发展。此举有助于构建公平、透明、共享的市场生态，增强电力市场发展的可持续性和社会认同。

??亮点八：完善市场费用分类与管理标准

??《方案》提出对市场费用进行分类管理与优化：加强市场费用管理，规范成本补偿类费用、市场不平衡资金、阻塞盈余费用，逐步取消市场调节类费用。其中，市场调节类费用主要包括各类获利回收费用，获利回收机制会影响市场主体的交易行为，导致市场价格信号失真，不利于优化资源配置。

??从市场机制完善角度来看，该举措的核心价值在于“还原市场价格的真实性与独立性”。一方面，对成本补偿类费用、不平衡资金、阻塞盈余的规范管理，可提升费用的透明度；另一方面，逐步取消市场调节类费用，是对“让市场决定价格”改革原则的坚守，让市场价格信号引导实现资源的优化配置，推动市场机制走向成熟。

??综上，《方案》的八大亮点，既涵盖交易机制、价格机制、结算机制等核心领域，又兼顾绿色转型、系统安全、用户权益等多元目标，形成了“市场化导向、本地化适配、可持续运行”的电力市场建设路径。随着方案的落地实施，辽宁电力市场将更具活力与韧性，也为全国电力市场化改革贡献可复制、可推广的经验。