储能与电力市场获悉，近日，辽宁省深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）、辽宁省新能源增量项目竟价方案（征求意见稿）发布。
方案表示，推动新能源上网电价全部由市场形成，并因此在机制电量、机制电价、差价结算、中长期交易和价格机制、现货市场交易和价格机制、绿电绿证交易机制、发电侧成本补偿等机制方面，均做出了相关规定。
存量项目，机制电价为0.3749 元/kWh，电量规模衔接辽宁省现行保障性优先发电电力电量平衡相关政策。
增量项目，竞价确定机制电量、机制电价，电量规模动态调整，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。
竞价上限最高不高于我省燃煤基准价0.3749元/千瓦时。竟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。2025年竞价上下限分别为0.33元/千瓦时、0.18元/千瓦时，以后每年适时调整。2025年竞价执行期限为12年。
单个项目申报电量规模不得高于其全部上网电量，2025年竞价时暂按其全部上网电量90%进行申报，以后根据竞价情况动态调整。2025年首次竞价申报充足率下限为120%。
差价结算费用纳入系统运行费用，由全体工商业用户分摊分享。
机制电量不参与中长期交易，计入中长期合同签约比例。取消新能源中长期签约比例下限。新能源中长期交易申报电量上限，现阶段按装机容量扣除机制电量对应容量后的最大上网能力确定。
省内绿证交易，采取双边协商、挂牌交易的方式，申报和成交价格分别明确电能量价格和相应绿色电力证书价格，不单独组织集中竞价、滚动撮合交易。
现阶段，现货市场申报价格上限确定为1.1元/kWh，出清价格上限为1.5 元/kWh，申报价格、出清价格下限均为-0.1 元/kWh。机制电量不参与日前市场。
适时开展备用辅助服务。
现阶段，采用固定容量电价补偿方式，对煤电、电网侧新型储能提供的系统容量按贡献予以补偿。
更具体的条款描述如下。
机制电量、机制电价、差价结算
增量项目：
执行范围为2025年6月1日起投产的新能源项目。
纳入机制的电量规模由省发展改革委会同省工业和信息化厅每年根据国家下达的非水可再生能源消纳责任权重完成情况、用户承受能力等因素，动态调整，实施第一年新增纳入机制的电量与2025年新能源非市场化比例妥善衔接。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。
竞价上限考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，最高不高于我省燃煤基准价0.3749元/千瓦时。竟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。2025年竞价上下限分别为0.33元/千瓦时、0.18元/千瓦时，以后每年适时调整。分类组织竞价时，每类项目的竞价上下限相同。
竞价电量上限：单个项目申报电量规模不得高于其全部上网电量，2025年竞价时暂按其全部上网电量90%进行申报，以后根据竞价情况动态调整。
执行期限：综合考虑同类项目回收初始投资的平均期限确定，2025年竞价执行期限为12年，以后根据项目成本变化情况适时调整。
增量项目自愿参与竞价，通过竞价方式确定机制电量、机制电价。竞价细则、竞价公告等竞价相关内容需经省发展改革委批准后实施。竞价上限考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定；竞价下限初期考虑成本因素、避免无序竞争等确定。执行期限综合考虑同类项目回收初始投资的平均期限确定。
差价结算机制：
新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制。对纳入机制的电量（以下简称机制电量），市场交易均价低于或高于纳入机制的新能源电价水平（以下简称机制电价）部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入系统运行费用，由全体工商业用户分摊分享。
机制电量不再开展其他形式的差价结算。用于机制电量差价电费结算的市场交易均价按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定。
电力中长期市场、电力现货市场、新能源电能量结算
电力中长期市场：
实现各类电源公平参与市场，取消针对特定电源、特定用户或地区进行的专场交易。
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。机制电量不参与中长期交易，计入中长期合同签约比例。取消新能源中长期签约比例下限；新能源中长期交易申报电量上限，现阶段按装机容量扣除机制电量对应容量后的最大上网能力确定。
新能源电能量电费由新能源实时市场全电量电费、新能源日前市场差价电费、新能源中长期（含绿电电能量部分，下同）差价合约电费组成。
新能源上网电量按所在节点的实时市场价格结算，新能源日前出清电量按所在节点的日前市场价格与实时市场价格作差价结算，新能源中长期合约电量按照新能源中长期合约价格与合约结算参考点的现货市场价格作差价结算。逐步优化电能量费用结算限价机制，具体细则另行制定并发布。
现阶段，低压分布式新能源可暂按实时市场用户侧结算参考价格结算实时市场电费及机制差价电费。待电网企业技术支持系统具备条件后，按所在节点的实时市场价格结算实时市场电费，按同类项目所在节点的实时市场加权平均价格结算机制差价电费。
绿电交易
省内绿电交易开展双边协商、挂牌交易，申报和成交价格分别明确电能量价格和相应绿色电力证书价格，不单独组织集中竞价、滚动撮合交易。
鼓励开展多年期绿电交易机制。优化调整绿电交易结算规则，纳入机制的电量不重复获得绿证收益。
辅助服务、容量补偿、成本补偿机制
在现行调频辅助服务交易基础上，适时开展备用辅助服务交易。辅助服务费用由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量承担。
研究建立发电侧市场化容量补偿机制，现阶段，采用固定容量电价补偿方式，对煤电、电网侧新型储能提供的系统容量按贡献予以补偿。积极探索以容量供需为基础的容量价格机制，建立容量市场。对能提供容量的各类电源及需求侧资源都可通过参与容量市场获得容量电费，实现容量市场参与主体的多元化。
科学合理制定机组成本补偿机制，原则上成本补偿费用由用户侧电量分摊。
原文如下：
寻熵研究院年度报告《2024年储能市场分析和2025年发展展望》《2024年储能市场招投标和价格全景分析》《2024年储能市场政策及典型收益模式分析》开启订阅。
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