近日，辽宁省工业和信息化厅、辽宁省发展和改革委员会近日发布了《2025年辽宁省电力市场交易工作方案》(以下简称“方案”)。旨在积极稳妥推进电力市场化改革，确保2025年电力市场化交易工作的顺利进行。

方案指出：拟于2025年3月1日起，开展辽宁电力现货市场连续结算试运行。“辽宁省电力市场运营规则及配套实施细则”和“辽宁电力现货市场试运行通知”具体指导辽宁电力现货市场试运行。

直接参与市场交易的市场成员有经营主体和电网企业，经营主体包括参与电力市场交易的发电企业、售电公司、电力用户和新型经营主体。经营主体应当是财务独立核算、能够独立承担民事责任的企业、经法人单位授权的内部核算主体、个体工商户、执行工商业电价或具有分布式电源的自然人等民事主体，在交易机构完成注册后可参与市场交易。

其中，独立储能属于新型经营主体，方案明确独立储能参照“辽宁省电力市场运营规则及配套实施细则”参与交易。其他新型主体依市场发展需要参与市场交易。

除水电、生物质、非燃煤火电机组(不含抚顺新钢10万千瓦机组)、分布式新能源(不含按集中式管理的分散式风电和分布式光伏)、结算电价(不含财政补贴)高于燃煤发电基准价的风电机组、发电量已全部作为保障性优先发电量的10千伏接网新能源机组外，其他发电机组上网电量原则上均参与市场交易，根据市场发展调整参与范围。

在交易组织方面，电力市场交易类型主要包括中长期交易和现货交易。中长期交易涵盖年度(多月)、月度、月内交易及电网公司代理购电交易、绿电绿证交易、“煤改电”供暖交易等，确保市场主体的多样性和灵活性。现货交易方面，拟于2025年3月1日起，开展辽宁电力现货市场连续结算试运行。

电能量交易价格通过电力市场交易形成，燃煤发电中长期市场平均交易价格允许在基准价上下浮动不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮限制。

发用双方年度交易合约电量原则上不低于实际发用电量的80%，中长期交易合约签约电量原则上不低于实际发用电量的90%。

现货市场结算试运行期间，将按照特定规则开展结算，非现货市场结算试运行期间则按照“月清月结”方式进行结算。

原文如下：

各市工业和信息化局、发展改革委，国网东北分部，国网辽宁省电力有限公司，辽宁电力交易中心有限公司：

为积极稳妥推进电力市场化改革，组织做好2025年电力市场化交易工作，省工业和信息化厅、发展改革委联合编制了《2025年辽宁省电力市场交易工作方案》，现印发给你们，请遵照执行。

辽宁省工业和信息化厅

辽宁省发展和改革委员会

2024年12月5日

2025年辽宁省电力市场交易工作方案

为深入推进电力市场化建设，在2025年度电力电量平衡方案的基础上，结合我省电力市场改革推进实际，制定本工作方案。

一、市场成员

直接参与市场交易的市场成员有经营主体和电网企业，经营主体包括参与电力市场交易的发电企业、售电公司、电力用户和新型经营主体。经营主体应当是财务独立核算、能够独立承担民事责任的企业、经法人单位授权的内部核算主体、个体工商户、执行工商业电价或具有分布式电源的自然人等民事主体，在交易机构完成注册后可参与市场交易。

(一)电力用户

1.电力用户可选择向发电企业直接购电(批发用户)、委托售电公司购电(零售用户)，暂未直接参与市场交易的电力用户按规定由电网企业代理购电。

2.参与批发交易的电力用户，必须办理数字安全证书方可与发电企业开展交易，其他电力用户无需办理，但需要使用交易平台提供的安全认证手段。

3.电力用户委托售电公司购电的，在同一合同周期内仅可与一家售电公司确立零售服务关系，双方在电力交易平台确立零售服务关系后，电力交易机构不再受理新的申请，电力用户全部工商业电量通过该售电公司购买。售电公司与零售用户的服务关系有效期暂定1年，如遇售电公司退市或双方协商解约情况，电力用户可再次选择其他售电公司确认零售服务关系或直接参与交易，零售服务关系周期为本年度剩余所有交易月份。

4.电力用户选择与发电企业直接交易的，可与多家发电企业交易，在同一合同周期内不得同时委托售电公司购电。新增用电单元的经营主体，该用电单元工商业电量在入市当月执行主体交易合同。

5.由电网企业代理购电的工商业用户，可在每月最后15日前选择下一月起直接参与市场交易，电网企业代理购电相应终止。工商业用户终止电网企业代理购电后，其后续用电需求通过市场交易方式获得。

(二)发电企业

1.除水电、生物质、非燃煤火电机组(不含抚顺新钢10万千瓦机组)、分布式新能源(不含按集中式管理的分散式风电和分布式光伏)、结算电价(不含财政补贴)高于燃煤发电基准价的风电机组、发电量已全部作为保障性优先发电量的10千伏接网新能源机组外，其他发电机组上网电量原则上均参与市场交易，根据市场发展调整参与范围。

2.未纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的，或主动放弃补贴的风电和光伏发电企业，在国家可再生能源信息管理中心建档立卡后可参与绿色电力交易，根据市场发展调整绿电交易参与范围。

3.发电机组需获得电力业务许可证(或满足豁免条件)方可参与市场交易。发电企业参与市场交易的容量以注册信息中电力业务许可证容量为准(豁免机组以实际容量与核准容量取较小值确定)。

(三)售电公司

符合国家《售电公司管理办法》和《辽宁省售电公司准入与退出管理细则》规定，已在辽宁电力交易机构完成登记注册且通过审核的售电公司。

(四)新型经营主体

独立储能参照“辽宁省电力市场运营规则及配套实施细则”参与交易。其他新型主体依市场发展需要参与市场交易。

(五)电网企业

国网辽宁省电力有限公司、取得电力业务许可证(供电类)且在辽宁电力交易平台注册为增量配电网的配售电企业。鼓励全体工商业用户直接参与市场交易，未直接参与市场交易的由电网企业代理购电，已直接参与市场交易又退出的用户，可暂由电网企业代理购电。

二、交易组织

电力市场交易类型主要包括中长期交易和现货交易。

(一)中长期交易

1.年度(多月)交易

年度(多月)采用双边协商、挂牌等交易方式。年度(多月)双边交易，按照分时段方式，以自然日为最小合约周期申报分时电量、电价。年度(多月)挂牌交易可由挂牌方申报月分时电量和电价，摘牌方按月申报摘牌电量，按挂牌方申报月分时曲线等比例出清，或挂牌方以自然日为最小合约周期申报分时电量、电价，摘牌方按月申报摘牌电量，按挂牌月分日、日分时曲线等比例出清。核电机组参与的年度挂牌交易(不含“煤改电”供暖交易)，批发侧主体按照与燃煤火电年度双边成交电量比例参与，具体在交易公告中明确。

2.月度、月内交易

月度交易采用集中竞价和双边协商交易。燃煤火电集中竞价交易，以自然日为最小合约周期，每支标的代表一天的市场合约电量，统一采用“峰平谷曲线”分解方式，即将一日划分为峰段(含尖峰)、平段和谷段，根据统调历史负荷确定峰(含尖峰)、平、谷三段负荷比例，将日电量分解为96 点电量曲线。经营主体可自行选择参与全部或部分交易标的，按日申报电量、电价。双边协商交易以自然日为最小合约周期申报分时电量、电价。

月内交易采用集中竞价交易，以自然日为最小合约周期，代表一天的市场合约电量，统一采用“峰平谷曲线”分解方式，经营主体可自行选择参与全部或部分交易标的，按日申报电量、电价。

3.日交易

非现货模式下，暂不开展日交易。现货模式下，按日开展滚动撮合交易。

4.电网公司代理购电交易

电网企业预测经营区内全电量用户及代理购电工商业用户电量、分时段用电量及典型日负荷曲线，通过参与场内集中交易(不含撮合交易)代理购电，主要采取挂牌交易方式，挂牌方申报月分时电量和电价。摘牌方申报电量、按挂牌曲线和月电量均分到日出清，挂牌价格按照燃煤火电省内月度集中竞价交易加权均价执行。

5.绿电、绿证交易

绿色电力交易依据《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》(2024年修订稿)，绿色电力交易以年度(多月)、月度为周期开展，交易方式以双边协商及挂牌交易为主。绿证交易随时开展，有绿证需求的经营主体可通过绿色证书交易平台向发电企业购买绿证。具体方案详见《2025年辽宁省绿电绿证交易方案》。

6.“煤改电”供暖交易

为保障民生供暖、促进清洁能源消纳，采用煤电基准价加新能源补贴结算的风电机组保障利用小时数1850小时(按照2024年1-9月风电平均厂用电率2.59%测算，上网电量小时数1802小时)以上余量部分及核电参与煤改电交易。由电网企业按2024年各类电源成交电量、历史成交价格通过挂牌交易的方式统一采购，申报交易电量、挂牌电价及交易曲线。风电按参与交易机组容量等比例分配。合同执行电量以实际结算电量为准，不参与偏差电量结算。到户电价机制按照价格主管部门相关规定执行。政府性基金及附加按照政府价格主管部门确定的标准执行。电网企业单独按月核算“煤改电”供暖交易购售费用。

7.合同电量调整及转让交易

经营主体通过月度、月内(日)增量交易、合同电量转让交易等方式实现电量调整。发用双方协商一致的前提下，可以对次月至12月合同电量、次月分日电量进行调整，原则是保持合同总电量和电价不变。

非现货模式下，开展月度、月内合同电量转让交易。现货模式下，开展月度合同电量转让交易。合同电量转让交易要确定交易电量、交易价格、交易曲线等内容。具体参照《辽宁省合同电量转让交易细则(暂行)》(东北能监市场〔2021〕240号)执行。挂牌交易中，用户侧成交电量暂不参与合同电量转让交易。

(二)现货交易

拟于2025年3月1日起，开展辽宁电力现货市场连续结算试运行。“辽宁省电力市场运营规则及配套实施细则”和“辽宁电力现货市场试运行通知”具体指导辽宁电力现货市场试运行。

三、交易结算

(一)工商业用户用电价格由电能量交易价格、容量电价、输配电价、上网环节线损费用、系统运行费用、政府性基金及附加等构成，绿电交易还包括绿色电力环境价格。

(二)输配电价、上网环节线损费用、系统运行费用、政府性基金及附加按照国家有关规定执行。

(三)电能量交易价格通过电力市场交易形成。2025年辽宁省燃煤发电中长期市场平均交易价格为基准价上下浮动不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制。核电、新能源等发电企业中长期市场平均交易价格不超过同类电源省内中长期交易历史成交最高价(不含绿色电力环境价格)。各批次交易，特别是双边交易中，经营主体间(以交易单元为准)成交价格可拉开峰谷差，同一购售双方间成交均价应满足上述幅度限制。日滚动撮合交易和电力现货价格原则上不受上述幅度限制。

(四)现货市场结算试运行期间，按照“辽宁省电力市场运营规则及配套实施细则”开展结算，采取顺价模式，批发市场电能量价格、输配电价、上网环节线损费用不按照现行计划性峰谷分时电价政策执行。非现货市场结算试运行期间，不具备分时段结算条件前，中长期交易合约暂以全月总电量、全月合同加权均价按照《辽宁省电力中长期交易规则》及其补充规定按照“月清月结”方式进行结算。

四、售电公司履约保函及其他义务

参与2025年市场化交易的售电公司，应按要求向电力交易机构提交履约保函或者履约保险等履约保障凭证，履约保障凭证失效期不早于2026年3月31日。

已参与过交易的售电公司在原有凭证到期前完成履约保障凭证的提交，通过以下两种方式的最大值计算履约保障凭证额度，一是2025年已成交电量，按不低于0.8分/千瓦时;二是过去2个月交易电量，按不低于5分/千瓦时。

新参与交易的售电公司在与零售用户建立服务关系前完成履约保障凭证的提交。通过以下两种方式的最大值计算履约保障凭证额度，一是全年预计交易电量，按不低于0.8分/千瓦时;二是近2个月预计交易电量，按不低于5分/千瓦时。

售电公司所缴纳履约保障凭证不足以支持代理交易电量时，要及时追加履约保证凭证额度。售电公司未按时足额缴纳履约保函、保险的，暂停后续交易资格，必要时其所有已签订但尚未履行的购电合同由省工业和信息化厅征求合同购售电各方意愿，通过电力交易平台转让至其他售电公司。未按时足额缴纳履约凭证的售电公司承担由此造成的一切后果。

五、零售市场

参照“辽宁省电力市场零售市场管理实施细则”全年实施零售套餐机制。参与交易的售电公司在辽宁电力交易平台或“e-交易”APP发布零售套餐，电力用户选择下单后，售电公司与其形成零售服务关系及零售合同，并按照零售套餐进行结算。原则上售电公司与零售用户可在月前共同约定调整后续月份零售套餐。研究开展月内调整零售套餐机制。

应用“安心签”、电子营业执照等具有经营主体身份认证和行为记录的技术手段，推动零售用户切实参与市场关键环节，知晓市场风险，掌握交易行为，同时为零售合同电子化提供支持。

六、其他

(一)发用双方年度交易合约电量原则上不低于实际发用电量的80%，中长期交易合约签约电量原则上不低于实际发用电量的90%。

(二)非现货模式下，电力调度机构负责市场化交易的安全校核工作，各种交易必须通过电力调度机构安全校核。

(三)加强煤电市场监管。相关部门及时查处经营主体价格串通、哄抬物价、实施垄断协议、滥用市场支配地位等行为，指导发电企业特别是煤电联营企业统筹考虑上下游业务经营效益，合理参与电力市场报价，促进市场交易价格合理形成。