7月10日，海南省發改委發布《關于海南省深化新能源上網電價市場化改革的實施方案（征求意見稿）》。

1、2026年1月1日起，新能源項目上網電量全部入市

2026年1月1日起，全省新能源（所有風電、太陽能發電，下同）項目上網電量全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。

2、存量項目電量規模、機制電價、執行期限

(1)存量項目范圍：2025年6月1日以前投產的新能源項目。

(2)電量規模

2023年以前投產的項目，其全部上網電量納入機制電量；

2023年投產的項目，機制電量比例取90%；

2024年投產的項目，機制電量比例取85%；

2025年1月1日至2025年5月31日投產的項目，機制電量比例取80%。

(3)機制電價：競配式并網項目執行原競配價格，其余項目均按我省煤電基準價0.4298元/千瓦時執行。

(4)執行期限。按照20年減去截至2025年12月31日項目已投產運行時間確定。

3.增量項目電量規模、機制電價和執行期限。

(1)增量項目范圍：2025年6月1日起投產的新能源增量項目。

(2)競價時間：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月底全容量并網的集中式、分布式新能源項目。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：初期分為海上風電項目、陸上風電項目和光伏項目三類。

海上風電項目單獨組織競價，

陸上風電項目和光伏項目統一組織競價。

(4)電量規模。

2025年6月1日至2026年12月31日期間新建投產的海上風電項目按年上網電量的80%確定，

陸上風電和光伏項目按年上網電量的75%確定。每年新增納入機制的電量規模，根據我省完成國家下達的非水可再生能源消納責任權重情況及用戶承受能力等因素動態調整。

(5)競價電量上限。2025年競價時暫按其全部上網電量85%進行申報，以后每年單個項目申報電量上限比例在發布競價通知時明確。

(6)機制電價競價上下限。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)執行期限。海上風電項目：14年，陸上風電項目和光伏項目：12年，到期后不再執行機制電價。

三、市場價格機制

設定現貨市場的報價及出清價格上下限。現貨市場申報、出清下限為-0.057元/kWh，出清上限為1.26元/kWh。

增量項目機制電價競價，海上風電競價范圍為0.35元/kWh-0.4298元/kWh，陸上風光電站競價范圍為0.2元/kWh-0.3998元/KWh。

原文見下：

關于海南省深化新能源上網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，統籌能源安全保障與綠色低碳發展，深化電力市場機制創新，加快構建新型電力系統，根據《國家發展改革委 國家能源局關于深化新能源上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2025〕136號）文件要求，立足市場化改革主線，堅持分類施策、穩中求進，推動新能源上網電價全面銜接市場供需，促進新能源產業高質量發展，制定本實施方案。

一、總體目標

以市場化改革為核心，新能源上網電價全面由市場形成，建立適應海南新能源發展特點的可持續發展價格結算機制，區分存量和增量項目分類施策，完善新能源入市后的相關配套機制，穩定企業合理預期，促進行業健康發展，助力“雙碳”目標實現。

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任，推動新能源上網電量全面進入電力市場，完善適應新能源發展的市場交易和價格機制。

堅持分類施策。區分存量和增量分類施策，綜合電力用戶承受能力和經濟發展需要，保持政策的平穩過渡，維持市場主體投資建設積極性，適時開展效果評估，跟進完善政策。

堅持安全穩定。政策實施過程中，做好政策銜接，充分考慮對電力市場建設的影響，做好市場供需預測和各類經營主體電價水平測算，防范市場風險，保障電力系統安全穩定運行。

三、主要任務

（一）推動新能源上網電價全面由市場形成

1.推動上網電量全面進入電力市場。2026年1月1日起，全省新能源（所有風電、太陽能發電，下同）項目上網電量全部進入電力市場，上網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域電力市場交易規則執行，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。后續根據市場建設情況，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。適當放寬現貨市場限價，現貨市場申報、出清價格上限考慮目前省內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，后續根據市場運行情況適時調整。接受市場形成價格的新能源項目，結算價格按照所在節點的實時市場分時價格確定。價格上下限等具體參數見附表。

4.明確輔助服務費用分攤方式。現貨市場未連續運行時，輔助服務市場費用由發電側分攤（不含分布式新能源）；現貨市場連續運行時，輔助服務市場費用由工商業用戶用電量和未參與海南省電能量市場交易的上網電量共同分攤，參與省內電能量市場交易的新能源上網電量不再分攤。若國家出臺最新的輔助服務費用分攤政策，從其規定。

（二）建立健全支持新能源高質量發展的制度機制

1.建立新能源可持續發展價格結算機制。在市場外建立差價結算的機制。現貨連續運行時，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，由電網企業按規定開展差價結算，結算費用納入系統運行費用。

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

2.存量項目電量規模、機制電價和執行期限。

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

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

(3)機制電價。競配式并網項目執行原競配價格，其余項目均按我省煤電基準價0.4298元/千瓦時執行。

(4)執行期限。按照20年減去截至2025年12月31日項目已投產運行時間確定。

3.增量項目電量規模、機制電價和執行期限。

(1)增量項目范圍。2025年6月1日起投產的新能源增量項目。

(2)競價時間。每年組織已投產和次年內投產、且未納入過機制執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。綜合考慮建設成本和運行特性的差異，初期分為海上風電項目、陸上風電項目和光伏項目三類。海上風電項目單獨組織競價，陸上風電項目和光伏項目統一組織競價。同一競價場次的新能源項目執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)電量規模。首次競價電量規模與2025年新能源非市場化比例適當銜接，2025年6月1日至2026年12月31日期間新建投產的海上風電項目按年上網電量的80%確定，陸上風電和光伏項目按年上網電量的75%確定。每年新增納入機制的電量規模，根據我省完成國家下達的非水可再生能源消納責任權重情況及用戶承受能力等因素動態調整。為引導新能源充分競爭，競價時設置申報充足率下限。價格出清前開展申報充足率檢測，當競價主體申報電量規模無法滿足申報充足率下限要求時，競價電量總規模自動縮減，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模

(5)競價電量上限。單個項目申報電量規模不得高于其全部上網電量，2025年競價時暫按其全部上網電量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，按照申報時間優先確定排序，直至滿足競價總規模，成交的最后一個項目申報比例全額成交。

(8)執行期限。海上風電項目：14年，陸上風電項目和光伏項目：12年，到期后不再執行機制電價。

(9)競價機制。海南省發展改革委、國家能源局南方監管局委托海南電力交易中心按照本方案在全省范圍內統一組織開展增量新能源項目可持續發展價格機制競價交易，競價細則經海南省發展改革委批準后實施。

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

5.投產時間認定。投產（全容量并網，下同）時間按以下方式確定：集中式新能源項目以電力業務許可證明確的并網時間確認投產時間；分布式新能源項目以實際并網送電時間確定投產時間，以電網企業記錄的滿足備案證容量的最后一批項目的并網驗收時間為準。投產的依據以并網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。

6.設備更新改造項目電量規模。2025年6月1日以前已投產，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電價政策執行。2025年6月1日起，存量項目如申請新增容量并網，新增容量部分需向屬地政府以新項目獨立備案，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》執行；存量和增量分布式項目暫由電網企業按照現行價格政策統一收購。在過渡期投產的增量項目，其參與機制電價競價后，執行機制的時間相應扣減其2026年以前實際運行時間。

8.明確用于機制電量差價電費結算的市場交易均價計算原則。

(1)電力現貨市場未連續運行時，市場交易均價根據我省同類（初期項目類型分為海上風電、陸上風電、光伏）項目的當月中長期市場交易加權平均價確定。若該月份無同類項目參與，則以該月的全部發電側中長期交易加權平均價格確定。

(2)電力現貨市場連續運行時，市場交易均價根據我省發電側同類項目所在節點實時市場月度加權均價確定。

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

差價結算機制電費＝實際上網電量×機制電量比例×（機制電價-市場交易均價）

10.明確機制退出規則。已納入機制的新能源項目，機制執行期限到期后自動退出，執行期限內可自愿申請退出。新能源項目執行到期，或者在期限內自愿退出的，均不再納入機制執行范圍。

（三）強化政策協同

1.強化改革與綠電綠證機制的協同。完善綠電交易規則，省內綠電交易開展雙邊協商、掛牌交易，申報和成交價格分別明確電能量價格和相應綠色電力證書價格，不單獨組織集中競價、滾動撮合交易。納入可持續發展價格結算機制的電量不再參與綠電交易，不重復獲得綠證收益，對應綠證統一劃轉至省級專用綠證賬戶。

2.優化代理購電電量采購機制。新能源全面入市后，執行保量保價的優先發電（不包含省內新能源）電量繼續按現行價格機制由海南電網公司收購，保障優先用電不足部分電量由海南電網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。現貨連續運行時，代理購電產生的偏差電量按照現貨市場價格結算。

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

4.強化改革與優化環境協同。堅決糾正不當干預電力市場行為，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、上網等的前置條件，對2025年6月1日前已并網的新能源存量項目，繼續執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內的補貼標準按照原有規定執行。

四、保障措施

（一）建立電價監測和風險防范機制。定期監測新能源交易價格波動情況，評估價格波動的合理性。當交易價格出現異常波動時，及時啟動預警，分析異常原因，研究處置方案，確保新能源上網電價市場化改革政策平穩有序推進。

（二）做好電力市場規范管理工作。進一步規范和完善電力市場信息披露規則，披露新能源市場運行總體情況，定期發布同類新能源發電項目市場交易均價；規范電力市場電費結算流程，做好新能源項目上網電費、差價電費結算工作。

（三）做好政策宣貫。開展市場培訓，宣貫政策要求、實施方案以及交易結算規則，幫助企業熟悉交易規則和流程，提升市場參與能力。強化溝通與協調，及時了解經營主體的意見和訴求，積極回應并解決問題。

（四）完善技術支持系統。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，優化升級交易結算功能，加強交易平臺與綠證系統銜接，做好機制電量對應綠證劃轉與分配。

附表：現貨市場出清上下限等指標參數（試行）

▌本文來源：海南省發改委

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