7月10日，海南省發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于海南省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革的實施方案（征求意見稿）》。方案指出，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攤費用，不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、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)行省配置儲能政策。享有財政補貼的新能源項目，全生命周期合理利用小時數(shù)內(nèi)的補貼標準按照原有規(guī)定執(zhí)行。

實施方案在明確推動新能源上網(wǎng)電價全面由市場形成中提出，將健全市場交易機制、完善市場價格機制、以及明確輔助服務(wù)費用分攤方式。在市場價格機制方面，設(shè)定了現(xiàn)貨市場的報價及出清價格上下限。現(xiàn)貨市場申報、出清下限為-0.057元/kWh，出清上限為1.26元/kWh。另外，海上風(fēng)電競價范圍為0.35元/kWh-0.4298元/kWh，陸上風(fēng)光電站競價范圍為0.2元/kWh-0.3998元/KWh。

具體而言，方案明確了存量項目（2025年6月1日前投產(chǎn)的項目）的機制電價按照煤電基準價0.4298元/kWh執(zhí)行，而增量項目（2025年6月1日起投產(chǎn)的項目）則通過年度競價機制確定機制電價，最高不高于0.4298元/kWh。存量項目根據(jù)投產(chǎn)時間不同，機制電量比例從80%到100%不等，執(zhí)行期限為20年減去截至2025年12月31日項目已投產(chǎn)運行時間；增量項目則根據(jù)項目類型（海上風(fēng)電、陸上風(fēng)電、光伏）和競價結(jié)果確定機制電量比例和執(zhí)行期限，海上風(fēng)電項目執(zhí)行期限為14年，陸上風(fēng)電和光伏項目為12年。

海南省發(fā)展和改革委員會關(guān)于公開征求《關(guān)于海南省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革的實施方案（征求意見稿）》意見的通知

為全面貫徹黨的二十屆三中全會精神，統(tǒng)籌能源安全保障與綠色低碳發(fā)展，深化電力市場機制創(chuàng)新，加快構(gòu)建新型電力系統(tǒng)，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，推動新能源上網(wǎng)電價全面銜接市場供需，促進新能源產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展，結(jié)合我省實際情況，我委起草了《關(guān)于海南省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革的實施方案（征求意見稿）》?，F(xiàn)公開征求社會意見。

此次公開征求意見時間為2025年7月10日至2025年7月24日。歡迎有關(guān)單位和社會各界人士提出意見建議。（郵箱：jgc_fgw@hainan.gov.cn；地址：?？谑袊d大道9號省政府辦公大樓103，郵編：570203）

感謝您的參與和支持!

附件：關(guān)于海南省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革的實施方案（征求意見稿）

海南省發(fā)展和改革委員會

2025年7月10日

（此件主動公開）

附件

關(guān)于海南省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革的

實施方案（征求意見稿）

為全面貫徹黨的二十屆三中全會精神，統(tǒng)籌能源安全保障與綠色低碳發(fā)展，深化電力市場機制創(chuàng)新，加快構(gòu)建新型電力系統(tǒng)，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，立足市場化改革主線，堅持分類施策、穩(wěn)中求進，推動新能源上網(wǎng)電價全面銜接市場供需，促進新能源產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展，制定本實施方案。

一、總體目標

以市場化改革為核心，新能源上網(wǎng)電價全面由市場形成，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)算機制，區(qū)分存量和增量項目分類施策，完善新能源入市后的相關(guān)配套機制，穩(wěn)定企業(yè)合理預(yù)期，促進行業(yè)健康發(fā)展，助力“雙碳”目標實現(xiàn)。

二、基本原則

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)定運行。

三、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，未報量或報價參與市場的默認作為價格接受者參與市場交易。后續(xù)根據(jù)市場建設(shè)情況，逐步放開各類電源進入市場參與交易。

2.健全市場交易機制。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行限制。新能源項目可公平參與實時市場。加快完善自愿參與日前市場機制。

3.完善市場價格機制。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、財政補貼等因素確定，后續(xù)根據(jù)市場運行情況適時調(diào)整。接受市場形成價格的新能源項目，結(jié)算價格按照所在節(jié)點的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)費用分攤方式?，F(xiàn)貨市場未連續(xù)運行時，輔助服務(wù)市場費用由發(fā)電側(cè)分攤（不含分布式新能源）；現(xiàn)貨市場連續(xù)運行時，輔助服務(wù)市場費用由工商業(yè)用戶用電量和未參與海南省電能量市場交易的上網(wǎng)電量共同分攤，參與省內(nèi)電能量市場交易的新能源上網(wǎng)電量不再分攤。若國家出臺最新的輔助服務(wù)費用分攤政策，從其規(guī)定。

（二）建立健全支持新能源高質(zhì)量發(fā)展的制度機制

1.建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制。在市場外建立差價結(jié)算的機制?，F(xiàn)貨連續(xù)運行時，納入機制的電量，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。對于納入機制的新能源電價水平（以下簡稱機制電價)，市場交易均價低于或高于機制電價的部分，由電網(wǎng)企業(yè)按規(guī)定開展差價結(jié)算，結(jié)算費用納入系統(tǒng)運行費用。

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

2.存量項目電量規(guī)模、機制電價和執(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)電量納入機制電量；2023年投產(chǎn)的項目，機制電量比例取90%；2024年投產(chǎn)的項目，機制電量比例取85%；2025年1月1日至2025年5月31日投產(chǎn)的項目，機制電量比例取80%。

(3)機制電價。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)運行時間確定。

3.增量項目電量規(guī)模、機制電價和執(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)、且未納入過機制執(zhí)行范圍的增量項目參與增量項目機制競價。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月底全容量并網(wǎng)的集中式、分布式新能源項目（不含已明確電價的競爭性配置項目）。往后每年10月開展下一年的增量項目機制競價工作。

(3)競價分類。綜合考慮建設(shè)成本和運行特性的差異，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)行相同的機制電價水平和期限，未參與競價的項目視為不參與機制。

(4)電量規(guī)模。首次競價電量規(guī)模與2025年新能源非市場化比例適當(dāng)銜接，2025年6月1日至2026年12月31日期間新建投產(chǎn)的海上風(fēng)電項目按年上網(wǎng)電量的80%確定，陸上風(fēng)電和光伏項目按年上網(wǎng)電量的75%確定。每年新增納入機制的電量規(guī)模，根據(jù)我省完成國家下達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)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)機制電價競價上下限。競價上限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，具體見附表。

(7)機制電價。競價時按報價從低到高確定入選項目，機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。海上風(fēng)電項目：14年，陸上風(fēng)電項目和光伏項目：12年，到期后不再執(zhí)行機制電價。

(9)競價機制。海南省發(fā)展改革委、國家能源局南方監(jiān)管局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)展價格機制競價交易，競價細則經(jīng)海南省發(fā)展改革委批準后實施。

4.競配性海風(fēng)項目。已開展競爭性配置但未于2025年5月31日前投產(chǎn)的海上風(fēng)電項目，機制電價參照競爭性配置方案規(guī)定執(zhí)行，初始機制電量規(guī)模為上網(wǎng)電量的80%。未約定合理生命周期的，機制執(zhí)行期限為20年。

5.投產(chǎn)時間認定。投產(chǎn)（全容量并網(wǎng)，下同）時間按以下方式確定：集中式新能源項目以電力業(yè)務(wù)許可證明確的并網(wǎng)時間確認投產(chǎn)時間；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。投產(chǎn)的依據(jù)以并網(wǎng)容量與備案容量是否一致為準，兩者不一致的允許辦理變更備案手續(xù)。

6.設(shè)備更新改造項目電量規(guī)模。2025年6月1日以前已投產(chǎn)，改造升級不增容的新能源項目視同存量項目，按新能源存量項目有關(guān)電價政策執(zhí)行。2025年6月1日起，存量項目如申請新增容量并網(wǎng)，新增容量部分需向?qū)俚卣孕马椖开毩浒?，新項目作為增量項目參與機制電價競價。

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，其參與機制電價競價后，執(zhí)行機制的時間相應(yīng)扣減其2026年以前實際運行時間。

8.明確用于機制電量差價電費結(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)運行時，市場交易均價根據(jù)我省同類（初期項目類型分為海上風(fēng)電、陸上風(fēng)電、光伏）項目的當(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)運行時，市場交易均價根據(jù)我省發(fā)電側(cè)同類項目所在節(jié)點實時市場月度加權(quán)均價確定。

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

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

10.明確機制退出規(guī)則。已納入機制的新能源項目，機制執(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，均不再納入機制執(zhí)行范圍。

（三）強化政策協(xié)同

1.強化改革與綠電綠證機制的協(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攤費用，不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、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。享有財政補貼的新能源項目，全生命周期合理利用小時數(shù)內(nèi)的補貼標準按照原有規(guī)定執(zhí)行。

四、保障措施

（一）建立電價監(jiān)測和風(fēng)險防范機制。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。

（二）做好電力市場規(guī)范管理工作。進一步規(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)范電力市場電費結(jié)算流程，做好新能源項目上網(wǎng)電費、差價電費結(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，強化交易組織功能，優(yōu)化升級交易結(jié)算功能，加強交易平臺與綠證系統(tǒng)銜接，做好機制電量對應(yīng)綠證劃轉(zhuǎn)與分配。

附表：現(xiàn)貨市場出清上下限等指標參數(shù)（試行）