对于存量项目，根据征求意见稿，纳入机制的电量规模妥善衔接辽宁省现行保障性优先发电电力电量平衡相关政策，单个项目
每年纳入机制的总规模原则上不得高于上一年水平。机制电价为 0.3749 元/千瓦时。执行期限按各项目剩余全生命
周期合理利用小时数对应月份与投产满20年对应月份较早者确定。对于增量项目，征求意见稿规定，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。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。征求意见稿还明确，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，即市场同类项目加权平均价格=∑(同类项目所在节点的各时段实时市场价格x同类项目各时
段的实时市场上网电量)(月度所有同类项目实时市场上网电量之和)，按项目电源类型分为风电、光伏两类。征求意见稿指
出，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。对于机制电量月度分解方式，征求意见稿规定，新能源项目与电网企业签订差价结算协议，原则上可通过线上方
式签订，机制电量按照相同比例进行月度分解，已结算的机制电量累计达到当年机制电量规模时，超过部分及后续月不再执行
机制电价，若年底仍未达到年度机制电量规模，则缺额部分电量不再执行机制电价，不进行跨年滚动。此外，征求意见稿还对
现阶段现货价格申报及出清上下限进行了规定，现阶段，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，申报价格、出清价格下限均为-0.1元/千瓦时，后续结合电力市场建设情况动态调整。02新能源
增量项目竞价方案 /根据征求意见稿，增量项目是指2025年6月1日(含)起投产的集中式风电(含陆上风电和海上风
电)、集中式光伏发电项目(以下简称“集中式项目”)、分散式风电、分布式光伏发电项目。投产是指按照项目核准(备案
)容量全部建成并网。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。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。征求意见稿对竞价上下限进行了明确。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，最高不高于辽宁省燃煤基准价0.3749元/千瓦时。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。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。对于机制电量边际机组处理方式，征求意见稿指出，
当只有一个项目按出清价格申报时，该项目纳入机制的电量按实际剩余机制电量出清。当两个及以上项目按出清价格申报时，
上述项目纳入机制的电量按申报电量的占比平分剩余机制电量。当边际项目入选电量小于其申报电量的40%(不含)，取消
最后入选项目的入选结果，机制电价取前一个入选项目的申报价格。对于执行期限，征求意见稿明确，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。对于竞价分类，征求意
见稿指出，初期，综合考虑建设成本和运行特性的差异，可按发电类型分为海上风电项目、陆上风电项目和光伏项目三类组织
竞价，分别设置机制电量规模、执行期限。2025年首次组织竞价暂按风电和光伏项目两类，同一竞价场次的项目执行相同
的机制电价水平和期限。对于竞价电量上限，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。对于申报充足率，征求意见稿明确，2025年首次竞价申报充足率
下限为120%。