9月25日，海南省發(fā)展和改革委員會發(fā)布關(guān)于印發(fā)《海南省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》的通知，規(guī)定了存量項目和增量項目的電量規(guī)模、機(jī)制電價和執(zhí)行期限，并給出了分類項目組織競價時每類的競價上下限。

存量項目

機(jī)制電量：2023年以前投產(chǎn)的項目，其全部上網(wǎng)電量納入機(jī)制電量；2023年投產(chǎn)的項目，機(jī)制電量比例取90%；2024年投產(chǎn)的項目，機(jī)制電量比例取85%；2025年1月1日至2025年5月31日投產(chǎn)的項目，機(jī)制電量比例取80%。

機(jī)制電價： 競配式并網(wǎng)項目執(zhí)行原競配價格，其余項目均按我省煤電基準(zhǔn)價0.4298元/千瓦時執(zhí)行。

執(zhí)行期限：按照20年減去截至2025年12月31日項目已投產(chǎn)運(yùn)行時間確定。

增量項目

機(jī)制電量：首次競價電量總規(guī)模與2025年新能源非市場化比例適當(dāng)銜接，海上風(fēng)電按預(yù)計年上網(wǎng)總電量的80%確定，陸上風(fēng)電和光伏按預(yù)計年上網(wǎng)總電量的75%確定。每年新增納入機(jī)制的電量規(guī)模，根據(jù)我省完成國家下達(dá)的非水可再生能源消納責(zé)任權(quán)重情況及用戶承受能力等因素動態(tài)調(diào)整。

機(jī)制電價：競價上限每年綜合考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定，最高不高于0.4298元/千瓦時；初期可按照最先進(jìn)電站造價水平（僅包含固定成本）折算度電成本（不含收益）確定競價下限，后續(xù)視情況取消。

分類組織競價時，每類項目的競價上下限相同，首年陸上風(fēng)電及光伏項目競價下限0.20元/千瓦時，海上風(fēng)電項目競價下限0.35元/千瓦時。

執(zhí)行期限：按照同類項目回收初始投資的平均期限確定，具體執(zhí)行期限以競價通知為準(zhǔn)，到期后不再執(zhí)行機(jī)制電價。2025年首年按以下規(guī)定執(zhí)行：海上風(fēng)電項目為14年，陸上風(fēng)電項目和光伏項目為12年。

每年組織已投產(chǎn)和次年內(nèi)投產(chǎn)、且未納入過機(jī)制執(zhí)行范圍的增量項目參與增量項目機(jī)制競價。2025年10月份開展增量項目的首次競價，競價主體范圍為2025年6月1日至2026年12月底投產(chǎn)的集中式、分布式新能源項目（不含已明確電價的競配性海風(fēng)項目）。往后每年10月開展下一年的增量項目機(jī)制競價工作。

已開展競爭性配置但未于2025年6月1日前投產(chǎn)的海上風(fēng)電項目，2026年底前投產(chǎn)項目機(jī)制電價參照競爭性配置方案規(guī)定執(zhí)行，機(jī)制電量規(guī)模為上網(wǎng)電量的80%、機(jī)制執(zhí)行期限為20年。

文件同時規(guī)定過渡期間（2025年6月1日至2025年12月31日）執(zhí)行標(biāo)準(zhǔn)：存量和增量集中式項目參考《海南省2025年電力市場化交易方案》執(zhí)行；存量和增量分布式項目暫由電網(wǎng)企業(yè)按照現(xiàn)行價格政策統(tǒng)一收購。在過渡期投產(chǎn)的增量項目，其參與機(jī)制電價競價后，執(zhí)行機(jī)制的時間相應(yīng)扣減其2026年以前實際運(yùn)行時間。

原文見下：

各市、縣、自治縣發(fā)展改革委，海南電網(wǎng)有限責(zé)任公司，海南電力交易中心有限責(zé)任公司，各電力企業(yè)：

《海南省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》已經(jīng)省政府同意，現(xiàn)印發(fā)給你們，請遵照執(zhí)行。

海南省發(fā)展和改革委員會

2025年9月25日

（此件主動公開）

海南省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案

為全面貫徹黨的二十屆三中全會精神和黨中央國務(wù)院關(guān)于加快構(gòu)建新型電力系統(tǒng)、健全綠色低碳發(fā)展機(jī)制的決策部署，根據(jù)《國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）文件要求，深化電力市場機(jī)制創(chuàng)新，促進(jìn)新能源產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展，制定本實施方案。

一、總體思路與原則

全面深化海南新能源上網(wǎng)電價市場化改革，建立適應(yīng)海南新能源發(fā)展特點的可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機(jī)制，實現(xiàn)責(zé)任公平承擔(dān)，存量和增量項目合理區(qū)分，確保新能源入市后政策協(xié)同發(fā)力，有力支撐海南自貿(mào)港新能源發(fā)展規(guī)劃目標(biāo)。

堅持深化改革。堅持市場化改革方向，深化能源管理體制改革，效率與公平并重，落實新能源市場主體價格責(zé)任，推動新能源上網(wǎng)電量全面進(jìn)入電力市場，完善適應(yīng)新能源發(fā)展的市場交易和價格機(jī)制。

堅持分類施策。區(qū)分存量和增量分類施策，綜合電力用戶承受能力和經(jīng)濟(jì)發(fā)展需要，保持政策的平穩(wěn)過渡，維持市場主體投資建設(shè)積極性，適時開展效果評估，跟進(jìn)完善政策。

堅持安全穩(wěn)定。政策實施過程中，做好政策銜接，充分考慮對電力市場建設(shè)的影響，做好市場供需預(yù)測和各類經(jīng)營主體電價水平測算，防范市場風(fēng)險，保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行。

二、主要任務(wù)

（一）推動新能源上網(wǎng)電價全面由市場形成

1.推動上網(wǎng)電量全面進(jìn)入電力市場。2026年1月1日起，全省新能源（所有風(fēng)電、太陽能發(fā)電，下同）項目上網(wǎng)電量全部進(jìn)入電力市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成。新能源項目參與市場交易的方式按照南方區(qū)域電力市場交易規(guī)則執(zhí)行，鼓勵具備條件的分布式、分散式新能源聚合后報量報價參與市場交易，未報量報價參與市場的默認(rèn)接受市場形成的價格。后續(xù)根據(jù)市場建設(shè)情況，逐步放開各類電源進(jìn)入市場參與交易。

2.健全市場交易機(jī)制。新能源項目可參與年度、多月、月度、周及多日等周期的中長期交易，允許供需雙方自主確定中長期合同的量價、曲線等內(nèi)容，不對中長期簽約比例進(jìn)行限制。新能源項目公平參與實時市場。加快完善自愿參與日前市場機(jī)制。

3.完善市場價格機(jī)制。適當(dāng)放寬現(xiàn)貨市場限價，現(xiàn)貨市場申報、出清價格上限考慮目前省內(nèi)燃料綜合成本和用戶承受能力等因素確定；申報、出清價格下限考慮新能源在電力市場外可獲得的綠證收益、財政補(bǔ)貼等因素確定，后續(xù)由海南省發(fā)展改革委會同國家能源局南方監(jiān)管局依據(jù)國家有關(guān)規(guī)定結(jié)合市場運(yùn)行實際進(jìn)行調(diào)整。接受市場形成價格的新能源項目，結(jié)算價格按照實時市場分時價格確定。價格上下限等具體參數(shù)見附表。

4.明確輔助服務(wù)費(fèi)用分?jǐn)偡绞健，F(xiàn)貨市場未連續(xù)運(yùn)行時，輔助服務(wù)市場費(fèi)用由發(fā)電側(cè)分?jǐn)偅ú缓植际叫履茉矗?；現(xiàn)貨市場連續(xù)運(yùn)行時，輔助服務(wù)市場費(fèi)用由工商業(yè)用戶用電量和未參與海南省電能量市場交易的上網(wǎng)電量共同分?jǐn)?，參與省內(nèi)電能量市場交易的新能源上網(wǎng)電量不再分?jǐn)?。若國家出臺最新的輔助服務(wù)費(fèi)用分?jǐn)傉?，從其?guī)定。

（二）建立健全支持新能源高質(zhì)量發(fā)展的制度機(jī)制

1.建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機(jī)制。在市場外建立差價結(jié)算的機(jī)制，區(qū)分存量和增量項目，分別確定機(jī)制電量比例、機(jī)制電價水平和執(zhí)行期限。現(xiàn)貨連續(xù)運(yùn)行時，納入機(jī)制的電量，初期不再參與包括中長期交易、綠電交易等形式的申報、出清、結(jié)算。對納入機(jī)制的電量，市場交易均價低于或高于機(jī)制電價的部分，由電網(wǎng)企業(yè)按規(guī)定開展差價結(jié)算，結(jié)算費(fèi)用納入系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用。

參與機(jī)制電價的項目可在每年10月底前自主向電網(wǎng)企業(yè)申請下調(diào)次年機(jī)制電量比例，調(diào)低比例部分不得再次申請納入機(jī)制電價范圍。

2.存量項目電量規(guī)模、機(jī)制電價和執(zhí)行期限。

(1)存量項目范圍。2025年6月1日以前投產(chǎn)（即項目批準(zhǔn)備案容量全部建成并網(wǎng)，下同）的新能源項目。

(2)電量規(guī)模。2023年以前投產(chǎn)的項目，其全部上網(wǎng)電量納入機(jī)制電量；2023年投產(chǎn)的項目，機(jī)制電量比例取90%；2024年投產(chǎn)的項目，機(jī)制電量比例取85%；2025年1月1日至2025年5月31日投產(chǎn)的項目，機(jī)制電量比例取80%。

(3)機(jī)制電價標(biāo)準(zhǔn)。競配式并網(wǎng)項目執(zhí)行原競配價格，其余項目均按我省煤電基準(zhǔn)價0.4298元/千瓦時執(zhí)行。

(4)執(zhí)行期限。按照20年減去截至2025年12月31日項目已投產(chǎn)運(yùn)行時間確定。

3.增量項目電量規(guī)模、機(jī)制電價和執(zhí)行期限。

(1)增量項目范圍。2025年6月1日起投產(chǎn)的新能源增量項目。

(2)競價時間。每年組織已投產(chǎn)和次年內(nèi)投產(chǎn)、且未納入過機(jī)制執(zhí)行范圍的增量項目參與增量項目機(jī)制競價。2025年10月份開展增量項目的首次競價，競價主體范圍為2025年6月1日至2026年12月底投產(chǎn)的集中式、分布式新能源項目（不含已明確電價的競配性海風(fēng)項目）。往后每年10月開展下一年的增量項目機(jī)制競價工作。

(3)競價主體分類。綜合考慮建設(shè)成本和運(yùn)行特性的差異，初期分為海上風(fēng)電項目、陸上風(fēng)電項目和光伏項目三類。海上風(fēng)電項目單獨(dú)組織競價，陸上風(fēng)電項目和光伏項目統(tǒng)一組織競價。同一競價場次的新能源項目執(zhí)行相同的機(jī)制電價水平和期限，未參與競價的項目視為不參與機(jī)制，未入選過機(jī)制的增量項目可參與后續(xù)年度的增量項目機(jī)制競價。

(4)競價電量總規(guī)模。首次競價電量總規(guī)模與2025年新能源非市場化比例適當(dāng)銜接，海上風(fēng)電按預(yù)計年上網(wǎng)總電量的80%確定，陸上風(fēng)電和光伏按預(yù)計年上網(wǎng)總電量的75%確定。每年新增納入機(jī)制的電量規(guī)模，根據(jù)我省完成國家下達(dá)的非水可再生能源消納責(zé)任權(quán)重情況及用戶承受能力等因素動態(tài)調(diào)整。為引導(dǎo)新能源充分競爭，競價時設(shè)置申報充足率下限。價格出清前開展申報充足率檢測，當(dāng)競價主體申報電量規(guī)模無法滿足申報充足率下限要求時，競價電量總規(guī)模自動縮減，直至滿足申報充足率要求。

申報充足率=∑該場次競價主體申報電量/該場次競價電量總規(guī)模

(5)單個項目競價電量上限。單個項目申報電量規(guī)模不得高于其全部上網(wǎng)電量，2025年競價時暫按其全部上網(wǎng)電量85%進(jìn)行申報，以后每年單個項目申報電量上限比例在發(fā)布競價通知時明確。

(6)機(jī)制電價競價上下限。競價上限每年綜合考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定，最高不高于0.4298元/千瓦時；初期可按照最先進(jìn)電站造價水平（僅包含固定成本）折算度電成本（不含收益）確定競價下限，后續(xù)視情況取消。分類組織競價時，每類項目的競價上下限相同，首年競價上下限具體見附表。

(7)機(jī)制電價確定規(guī)則。競價時按報價從低到高確定入選項目，機(jī)制電價原則上按入選項目最高報價確定、但不得高于競價上限。價格相同時，按照申報時間優(yōu)先確定排序，直至滿足競價總規(guī)模，成交的最后一個項目申報比例全額成交。

(8)執(zhí)行期限。按照同類項目回收初始投資的平均期限確定，具體執(zhí)行期限以競價通知為準(zhǔn)，到期后不再執(zhí)行機(jī)制電價。2025年首年按以下規(guī)定執(zhí)行：海上風(fēng)電項目為14年，陸上風(fēng)電項目和光伏項目為12年。

(9)競價機(jī)制實施。海南省發(fā)展改革委委托海南電力交易中心按照本方案在全省范圍內(nèi)統(tǒng)一組織開展增量新能源項目可持續(xù)發(fā)展價格機(jī)制競價交易，競價細(xì)則經(jīng)海南省發(fā)展改革委批準(zhǔn)后實施。

4.競配性海風(fēng)項目。已開展競爭性配置但未于2025年6月1日前投產(chǎn)的海上風(fēng)電項目，2026年底前投產(chǎn)項目機(jī)制電價參照競爭性配置方案規(guī)定執(zhí)行，機(jī)制電量規(guī)模為上網(wǎng)電量的80%、機(jī)制執(zhí)行期限為20年。后續(xù)年份投產(chǎn)項目機(jī)制電價、機(jī)制電量規(guī)模及執(zhí)行期限以上一年競價通知規(guī)定為準(zhǔn)，原則上不高于上一年執(zhí)行水平。

5.投產(chǎn)時間認(rèn)定。投產(chǎn)時間按以下方式確定：集中式新能源項目以電力業(yè)務(wù)許可證、項目質(zhì)量監(jiān)督并網(wǎng)意見書二者明確的最晚并網(wǎng)時間確認(rèn)投產(chǎn)時間，投產(chǎn)的依據(jù)以并網(wǎng)容量與備案容量是否一致為準(zhǔn)，兩者不一致的允許辦理變更備案手續(xù)；分布式新能源項目以實際并網(wǎng)送電時間確定投產(chǎn)時間，以電網(wǎng)企業(yè)記錄的滿足備案證容量的最后一批項目的并網(wǎng)驗收時間為準(zhǔn)。

6.設(shè)備更新改造項目電量規(guī)模。改造升級不增容的新能源項目，按新能源原投產(chǎn)時間相適應(yīng)的機(jī)制電價規(guī)定執(zhí)行。項目存在新增容量并網(wǎng)情況的，原容量部分按原投產(chǎn)時間執(zhí)行機(jī)制，新增容量部分需向?qū)俚卣孕马椖开?dú)立備案，2025年6月1日起投產(chǎn)的新增容量部分作為增量項目參與機(jī)制電價競價。

7.明確過渡期新能源項目的價格政策執(zhí)行方式。過渡期間指2025年6月1日至2025年12月31日。過渡期間，存量和增量集中式項目參考《海南省2025年電力市場化交易方案》執(zhí)行；存量和增量分布式項目暫由電網(wǎng)企業(yè)按照現(xiàn)行價格政策統(tǒng)一收購。在過渡期投產(chǎn)的增量項目，其參與機(jī)制電價競價后，執(zhí)行機(jī)制的時間相應(yīng)扣減其2026年以前實際運(yùn)行時間。

8.明確用于機(jī)制電量差價電費(fèi)結(jié)算的市場交易均價計算原則。

(1)電力現(xiàn)貨市場未連續(xù)運(yùn)行時，市場交易均價根據(jù)我省同類項目（初期項目類型分為海上風(fēng)電、陸上風(fēng)電、光伏）的當(dāng)月中長期市場交易加權(quán)平均價確定。若該月份無同類項目參與，則以該月的全部發(fā)電側(cè)中長期交易加權(quán)平均價格確定。

(2)電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運(yùn)行時，市場交易均價根據(jù)我省發(fā)電側(cè)同類項目實時市場月度加權(quán)均價確定。

9.按月做好機(jī)制電量差價電費(fèi)結(jié)算工作。新能源項目納入機(jī)制的電量，由電網(wǎng)企業(yè)每月按機(jī)制電價開展差價結(jié)算，將機(jī)制電價與市場交易均價的差價結(jié)算費(fèi)用納入系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用，由全體工商業(yè)用戶分?jǐn)偦蚍窒恚M(fèi)用科目名稱為“新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機(jī)制差價結(jié)算費(fèi)用”。機(jī)制電量根據(jù)項目每月實際上網(wǎng)電量和其機(jī)制電量比例確定。

差價結(jié)算機(jī)制電費(fèi)＝實際上網(wǎng)電量×機(jī)制電量比例×（機(jī)制電價－市場交易均價）

10.明確機(jī)制退出規(guī)則。已納入機(jī)制的新能源項目，機(jī)制執(zhí)行期限到期后自動退出，執(zhí)行期限內(nèi)可自愿申請退出。新能源項目執(zhí)行到期，或者在期限內(nèi)自愿退出的，均不再納入機(jī)制執(zhí)行范圍。

（三）強(qiáng)化政策協(xié)同

1.強(qiáng)化改革與綠電綠證機(jī)制的協(xié)同。完善綠電交易規(guī)則，省內(nèi)綠電交易開展雙邊協(xié)商、掛牌交易，申報和成交價格分別明確電能量價格和相應(yīng)綠色電力證書價格，不單獨(dú)組織集中競價、滾動撮合交易。納入可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機(jī)制的電量不再參與綠電交易，不重復(fù)獲得綠證收益，對應(yīng)綠證統(tǒng)一劃轉(zhuǎn)至省級專用綠證賬戶。

2.優(yōu)化代理購電電量采購機(jī)制。新能源全面入市后，執(zhí)行保量保價的優(yōu)先發(fā)電（不包含省內(nèi)新能源）電量繼續(xù)按現(xiàn)行價格機(jī)制由海南電網(wǎng)公司收購，保障優(yōu)先用電不足部分電量由海南電網(wǎng)公司參與集中競價交易采購，以報量不報價方式、作為價格接受者參與市場出清?，F(xiàn)貨連續(xù)運(yùn)行時，代理購電產(chǎn)生的偏差電量按照現(xiàn)貨市場價格結(jié)算。

3.做好與新能源消納的銜接。完善新能源利用率統(tǒng)計考核方法。新能源在參與市場交易時，因報價（報價過高或未報價）等因素導(dǎo)致部分電量未能在實時市場上網(wǎng)，不作為棄風(fēng)棄光電量，不納入我省新能源利用率統(tǒng)計與考核。

4.強(qiáng)化改革與優(yōu)化環(huán)境協(xié)同。堅決糾正不當(dāng)干預(yù)電力市場行為，不得向新能源不合理分?jǐn)傎M(fèi)用，不得將配置儲能作為新建新能源項目核準(zhǔn)、并網(wǎng)、上網(wǎng)等的前置條件，對2025年6月1日前已并網(wǎng)的新能源存量項目，繼續(xù)執(zhí)行我省配置儲能政策。享有財政補(bǔ)貼的新能源項目，全生命周期合理利用小時數(shù)內(nèi)的補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)按照原有規(guī)定執(zhí)行。

三、保障措施

（一）建立電價監(jiān)測和風(fēng)險防范機(jī)制。定期監(jiān)測新能源交易價格波動情況，評估價格波動的合理性。當(dāng)交易價格出現(xiàn)異常波動時，及時啟動預(yù)警，分析異常原因，研究處置方案，確保新能源上網(wǎng)電價市場化改革政策平穩(wěn)有序推進(jìn)。

（二）做好電力市場規(guī)范管理工作。進(jìn)一步規(guī)范和完善電力市場信息披露規(guī)則，披露新能源市場運(yùn)行總體情況，定期發(fā)布同類新能源發(fā)電項目市場交易均價；規(guī)范電力市場電費(fèi)結(jié)算流程，做好新能源項目上網(wǎng)電費(fèi)、差價電費(fèi)結(jié)算工作。

（三）做好政策宣貫。開展市場培訓(xùn)，宣貫政策要求、實施方案以及交易結(jié)算規(guī)則，幫助企業(yè)熟悉交易規(guī)則和流程，提升市場參與能力。強(qiáng)化溝通與協(xié)調(diào)，及時了解經(jīng)營主體的意見和訴求，積極回應(yīng)并解決問題。

（四）完善技術(shù)支持系統(tǒng)。完善市場注冊功能，全面支撐海量主體在交易平臺開展市場注冊，強(qiáng)化交易組織功能，優(yōu)化升級交易結(jié)算功能，加強(qiáng)交易平臺與綠證系統(tǒng)銜接，做好機(jī)制電量對應(yīng)綠證劃轉(zhuǎn)與分配。

附表：現(xiàn)貨市場出清上下限等指標(biāo)參數(shù)（試行）