编辑 |  磊子

来源 |  华夏能源网

华夏能源网（公众号 hxny3060）获悉，7 月 10 日，海南省发改委发布《关于海南省深化新能源上网电价市场化改革的实施方案（征求意见稿）》，提出自 2026 年 1 月 1 日起，全省新能源（所有风电、太阳能发电）项目上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。

《征求意见稿》中还明确要建立新能源可持续发展价格结算机制，并规定了存量项目和增量项目的电量规模、机制电价和执行期限，同时给出了分类项目组织竞价时每类的竞价上下限。

华夏能源网整理如下：

1、存量项目

范围：2025 年 6 月 1 日以前投产（即项目批准备案容量全部建成并网，下同）的新能源项目。

电量规模：2023 年以前投产的项目，其全部上网电量纳入机制电量；2023 年投产的项目，机制电量比例取 90%；2024 年投产的项目，机制电量比例取 85%；2025 年 1 月 1 日至 2025 年 5 月 31 日投产的项目，机制电量比例取 80%。

机制电价：竞配式并网项目执行原竞配价格，其余项目均按我省煤电基准价0.4298 元 / 千瓦时执行。

执行期限：按照 20 年减去截至 2025 年 12 月 31 日项目已投产运行时间确定。

2、增量项目

范围：2025 年 6 月 1 日起投产的新能源增量项目。

电量规模：首次竞价电量规模与 2025 年新能源非市场化比例适当衔接，2025 年 6 月 1 日至 2026 年 12 月 31 日期间新建投产的海上风电项目按年上网电量的 80% 确定，陆上风电和光伏项目按年上网电量的 75% 确定。

机制电价：竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。价格相同时，按照申报时间优先确定排序，直至满足竞价总规模，成交的最后一个项目申报比例全额成交。

竞价上限综合考虑合理成本收益、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 0.4298 元 / 千瓦时。

执行期限：海上风电项目，14 年；陆上风电项目和光伏项目，12 年，到期后不再执行机制电价。

上下限指标参数如下：

原文件如下：

关于海南省深化新能源上网电价市场化改革的

实施方案（征求意见稿）

为全面贯彻党的二十届三中全会精神，统筹能源安全保障与绿色低碳发展，深化电力市场机制创新，加快构建新型电力系统，根据《国家发展改革委 国家能源局关于深化新能源上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2025〕136 号）文件要求，立足市场化改革主线，坚持分类施策、稳中求进，推动新能源上网电价全面衔接市场供需，促进新能源产业高质量发展，制定本实施方案。

一、总体目标

以市场化改革为核心，新能源上网电价全面由市场形成，建立适应海南新能源发展特点的可持续发展价格结算机制，区分存量和增量项目分类施策，完善新能源入市后的相关配套机制，稳定企业合理预期，促进行业健康发展，助力 " 双碳 " 目标实现。

二、基本原则

坚持深化改革。坚持市场化改革方向，深化能源管理体制改革，效率与公平并重，落实新能源市场主体价格责任，推动新能源上网电量全面进入电力市场，完善适应新能源发展的市场交易和价格机制。

坚持分类施策。区分存量和增量分类施策，综合电力用户承受能力和经济发展需要，保持政策的平稳过渡，维持市场主体投资建设积极性，适时开展效果评估，跟进完善政策。

坚持安全稳定。政策实施过程中，做好政策衔接，充分考虑对电力市场建设的影响，做好市场供需预测和各类经营主体电价水平测算，防范市场风险，保障电力系统安全稳定运行。

三、主要任务

（一）推动新能源上网电价全面由市场形成

1.推动上网电量全面进入电力市场。2026 年 1 月 1 日起，全省新能源（所有风电、太阳能发电，下同）项目上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目参与市场交易的方式按照南方区域电力市场交易规则执行，鼓励具备条件的分布式、分散式新能源聚合后报量报价参与市场交易，未报量或报价参与市场的默认作为价格接受者参与市场交易。后续根据市场建设情况，逐步放开各类电源进入市场参与交易。

2. 健全市场交易机制。新能源项目可参与年度、多月、月度、周及多日等周期的中长期交易，允许供需双方自主确定中长期合同的量价、曲线等内容，不对中长期签约比例进行限制。新能源项目可公平参与实时市场。加快完善自愿参与日前市场机制。

3. 完善市场价格机制。适当放宽现货市场限价，现货市场申报、出清价格上限考虑目前省内燃料综合成本和用户承受能力等因素确定；申报、出清价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的绿证收益、财政补贴等因素确定，后续根据市场运行情况适时调整。接受市场形成价格的新能源项目，结算价格按照所在节点的实时市场分时价格确定。价格上下限等具体参数见附表。

4. 明确辅助服务费用分摊方式。现货市场未连续运行时，辅助服务市场费用由发电侧分摊（不含分布式新能源）；现货市场连续运行时，辅助服务市场费用由工商业用户用电量和未参与海南省电能量市场交易的上网电量共同分摊，参与省内电能量市场交易的新能源上网电量不再分摊。若国家出台最新的辅助服务费用分摊政策，从其规定。

（二）建立健全支持新能源高质量发展的制度机制

1.建立新能源可持续发展价格结算机制。在市场外建立差价结算的机制。现货连续运行时，纳入机制的电量，初期不再参与包括中长期交易、绿电交易等形式的申报、出清、结算。对于纳入机制的新能源电价水平（以下简称机制电价 ) ，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，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。

参与机制电价的项目可在每年 10 月底前自主向海南电网公司申请下调次年机制电量比例，调低比例部分不得再次申请纳入机制电价范围。

2. 存量项目电量规模、机制电价和执行期限。

( 1 ) 存量项目范围。2025 年 6 月 1 日以前投产（即项目批准备案容量全部建成并网，下同）的新能源项目。

( 2 ) 电量规模。2023 年以前投产的项目，其全部上网电量纳入机制电量；2023 年投产的项目，机制电量比例取 90%；2024 年投产的项目，机制电量比例取 85%；2025 年 1 月 1 日至 2025 年 5 月 31 日投产的项目，机制电量比例取 80%。

( 3 ) 机制电价。竞配式并网项目执行原竞配价格，其余项目均按我省煤电基准价 0.4298 元 / 千瓦时执行。

( 4 ) 执行期限。按照 20 年减去截至 2025 年 12 月 31 日项目已投产运行时间确定。

3. 增量项目电量规模、机制电价和执行期限。

( 1 ) 增量项目范围。2025 年 6 月 1 日起投产的新能源增量项目。

( 2 ) 竞价时间。每年组织已投产和次年内投产、且未纳入过机制执行范围的增量项目参与增量项目机制竞价。2025 年 10 月份开展增量项目的首次竞价，竞价主体范围为 2025 年 6 月 1 日至 2026 年 12 月底全容量并网的集中式、分布式新能源项目（不含已明确电价的竞争性配置项目）。往后每年 10 月开展下一年的增量项目机制竞价工作。

( 3 ) 竞价分类。综合考虑建设成本和运行特性的差异，初期分为海上风电项目、陆上风电项目和光伏项目三类。海上风电项目单独组织竞价，陆上风电项目和光伏项目统一组织竞价。同一竞价场次的新能源项目执行相同的机制电价水平和期限，未参与竞价的项目视为不参与机制。

( 4 ) 电量规模。首次竞价电量规模与 2025 年新能源非市场化比例适当衔接，2025 年 6 月 1 日至 2026 年 12 月 31 日期间新建投产的海上风电项目按年上网电量的 80% 确定，陆上风电和光伏项目按年上网电量的 75% 确定。每年新增纳入机制的电量规模，根据我省完成国家下达的非水可再生能源消纳责任权重情况及用户承受能力等因素动态调整。为引导新能源充分竞争，竞价时设置申报充足率下限。价格出清前开展申报充足率检测，当竞价主体申报电量规模无法满足申报充足率下限要求时，竞价电量总规模自动缩减，直至满足申报充足率要求。

申报充足率 = ∑该场次竞价主体申报电量 / 该场次竞价电量总规模

( 5 ) 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 85% 进行申报，以后每年单个项目申报电量上限比例在发布竞价通知时明确。

( 6 ) 机制电价竞价上下限。竞价上限综合考虑合理成本收益、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 0.4298 元 / 千瓦时；初期可按照最先进电站造价水平（仅包含固定成本）折算度电成本（不含收益）确定竞价下限，后续视情况取消。分类组织竞价时，每类项目的竞价上下限相同，具体见附表。

( 7 ) 机制电价。竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。价格相同时，按照申报时间优先确定排序，直至满足竞价总规模，成交的最后一个项目申报比例全额成交。

( 8 ) 执行期限。海上风电项目：14 年，陆上风电项目和光伏项目：12 年，到期后不再执行机制电价。

( 9 ) 竞价机制。海南省发展改革委、国家能源局南方监管局委托海南电力交易中心按照本方案在全省范围内统一组织开展增量新能源项目可持续发展价格机制竞价交易，竞价细则经海南省发展改革委批准后实施。

4. 竞配性海风项目。已开展竞争性配置但未于 2025 年 5 月 31 日前投产的海上风电项目，机制电价参照竞争性配置方案规定执行，初始机制电量规模为上网电量的 80%。未约定合理生命周期的，机制执行期限为 20 年。

5.投产时间认定。投产（全容量并网，下同）时间按以下方式确定：集中式新能源项目以电力业务许可证明确的并网时间确认投产时间；分布式新能源项目以实际并网送电时间确定投产时间，以电网企业记录的满足备案证容量的最后一批项目的并网验收时间为准。投产的依据以并网容量与备案容量是否一致为准，两者不一致的允许办理变更备案手续。

6. 设备更新改造项目电量规模。2025 年 6 月 1 日以前已投产，改造升级不增容的新能源项目视同存量项目，按新能源存量项目有关电价政策执行。2025 年 6 月 1 日起，存量项目如申请新增容量并网，新增容量部分需向属地政府以新项目独立备案，新项目作为增量项目参与机制电价竞价。

7. 明确过渡期新能源项目的价格政策执行方式。过渡期间指 2025 年 6 月 1 日至 2025 年 12 月 31 日。过渡期间，存量和增量集中式项目参考《海南省 2025 年电力市场化交易方案》执行；存量和增量分布式项目暂由电网企业按照现行价格政策统一收购。在过渡期投产的增量项目，其参与机制电价竞价后，执行机制的时间相应扣减其 2026 年以前实际运行时间。

8. 明确用于机制电量差价电费结算的市场交易均价计算原则。

( 1 ) 电力现货市场未连续运行时，市场交易均价根据我省同类（初期项目类型分为海上风电、陆上风电、光伏）项目的当月中长期市场交易加权平均价确定。若该月份无同类项目参与，则以该月的全部发电侧中长期交易加权平均价格确定。

( 2 ) 电力现货市场连续运行时，市场交易均价根据我省发电侧同类项目所在节点实时市场月度加权均价确定。

9. 按月做好机制电量差价电费结算工作。新能源项目纳入机制的电量，由电网企业每月按机制电价开展差价结算，将机制电价与市场交易均价的差价结算费用纳入系统运行费用，由全体工商业用户分摊或分享，费用科目名称为 " 新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用 "。机制电量根据项目每月实际上网电量和其机制电量比例确定。

差价结算机制电费＝实际上网电量 × 机制电量比例 ×（机制电价 - 市场交易均价）

10. 明确机制退出规则。已纳入机制的新能源项目，机制执行期限到期后自动退出，执行期限内可自愿申请退出。新能源项目执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。

（三）强化政策协同

1. 强化改革与绿电绿证机制的协同。完善绿电交易规则，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。纳入可持续发展价格结算机制的电量不再参与绿电交易，不重复获得绿证收益，对应绿证统一划转至省级专用绿证账户。

2. 优化代理购电电量采购机制。新能源全面入市后，执行保量保价的优先发电（不包含省内新能源）电量继续按现行价格机制由海南电网公司收购，保障优先用电不足部分电量由海南电网公司参与集中竞价交易采购，以报量不报价方式、作为价格接受者参与市场出清。现货连续运行时，代理购电产生的偏差电量按照现货市场价格结算。

3. 做好与新能源消纳的衔接。完善新能源利用率统计考核方法。新能源在参与市场交易时，因报价（报价过高或未报价）等因素导致部分电量未能在实时市场上网，不作为弃风弃光电量，不纳入我省新能源利用率统计与考核。

4. 强化改革与优化环境协同。坚决纠正不当干预电力市场行为，不得向新能源不合理分摊费用，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件，对 2025 年 6 月 1 日前已并网的新能源存量项目，继续执行我省配置储能政策。享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行。

四、保障措施

（一）建立电价监测和风险防范机制。定期监测新能源交易价格波动情况，评估价格波动的合理性。当交易价格出现异常波动时，及时启动预警，分析异常原因，研究处置方案，确保新能源上网电价市场化改革政策平稳有序推进。

（二）做好电力市场规范管理工作。进一步规范和完善电力市场信息披露规则，披露新能源市场运行总体情况，定期发布同类新能源发电项目市场交易均价；规范电力市场电费结算流程，做好新能源项目上网电费、差价电费结算工作。

（三）做好政策宣贯。开展市场培训，宣贯政策要求、实施方案以及交易结算规则，帮助企业熟悉交易规则和流程，提升市场参与能力。强化沟通与协调，及时了解经营主体的意见和诉求，积极回应并解决问题。

（四）完善技术支持系统。完善市场注册功能，全面支撑海量主体在交易平台开展市场注册，强化交易组织功能，优化升级交易结算功能，加强交易平台与绿证系统衔接，做好机制电量对应绿证划转与分配。

END