海南增量新能源项目可持续发展价格结算机制竞价实施细则发布

11月5日，海南省发展和改革委员会发布关于《海南省增量新能源项目可持续发展价格结算机制竞价实施细则》《海南省新能源可持续发展价格结算机制差价结算实施细则》的批复。其中海南省增量新能源项目可持续发展价格结算机制竞价实施细则提到，本细则适用于2025年6月1日及以后投产的且未纳入机制执行范围的新能源项目（风电、太阳能发电项目，下同）。

【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、项目质量监督并网意见书二者明确的最晚并网时间确认投产时间，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；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。

【大型工商业分布式光伏项目规定】选择全部自发自用模式的大型工商业分布式光伏项目，不纳入机制电价竞价主体范围。

【光热及竞配性海风项目规定】2025年6月1日前已明确电价的光热项目、竞争性配置的海上风电项目，不纳入机制电价竞价主体范围。

原文如下：

海南省发展和改革委员会

关于《海南省增量新能源项目可持续发展价格结算机制竞价实施细则》《海南省

新能源可持续发展价格结算机制差价结算实施细则》的批复

海南电力交易中心有限责任公司：

《关于审定<海南省增量新能源项目可持续发展价格结算机制竞价实施细则><海南省新能源可持续发展价格结算机制差价结算实施细则>2 份实施细则的请示》收悉。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 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136 号）要求，经认真研究，现批复如下：

一、原则同意海南电力交易中心按此细则（见附件）组织新能源项目可持续发展价格结算机制竞价工作。

二、严格执行国家发展改革委、国家能源局有关要求，建立和完善相关制度，确保新能源项目可持续发展价格结算机制竞价工作有效落实。

三、执行中如有问题，及时报告省发展改革委。

附件：1.海南省增量新能源项目可持续发展价格结算机制竞价实施细则

2.海南省新能源可持续发展价格结算机制差价结算实施细则

海南省发展和改革委员会

2025 年 10 月 29 日

（此件主动公开）

海南交易〔2025〕107号附件1

海南省增量新能源项目可持续发展价格

结算机制竞价实施细则

（报请审定稿）

第一章 总则

第一条  【目标依据】为贯彻落实国家发展改革委、国家能源局《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）精神，通过市场化竞价机制，科学合理确定新能源增量项目的机制电价，充分发挥市场对新能源增量项目投资的引导作用，结合海南省实际，制定本细则。

第二条  【基本原则】本细则遵循“合理制定规模、市场导向定价、政策协同保障”的原则，具体如下。

合理制定规模。紧密围绕国家新能源发展目标，全面衔接非水可再生能源消纳责任权重完成情况、用户承受能力等要求，合理确定机制电量规模及比例。

市场导向定价。鼓励新能源项目积极参与竞价，在合理范围内自主报价，充分发挥市场竞争作用，促使机制电价合理反映新能源项目建设成本、市场供需状况以及行业发展趋势，优化新能源产业资源配置。

政策协同保障。衔接国家现有各项政策规定，构建完善的政策支持体系，协同发力保障增量项目竞价机制的有效运行，科学制定竞价上下限，明确执行期限，维护市场价格秩序，全方位推动新能源增量项目在市场化竞价机制下健康有序发展。

第三条  【竞价组织方式】竞价工作由海南省发展和改革委员会（以下简称“省发展改革委”）牵头，会同国家能源局南方监管局，委托授权海南电力交易中心有限责任公司（以下简称“交易中心”）开展，海南电网有限责任公司（以下简称“海南电网公司”）配合实施。

第四条  【职责分工】

省发展改革委负责建立健全新能源可持续发展价格结算机制，确定增量项目机制电量规模及比例、机制电价上下限、机制电价执行期限等机制电价竞价的有关参数。

国家能源局南方监管局负责市场运行、竞价秩序监管。

海南电网公司负责做好已投产新能源项目管理、购售电合同（含差价结算条款）签订、机制电价电费结算等工作，向交易中心提供竞价交易必要的新能源项目信息。

增量配电网企业负责辖区内新能源项目的基础档案信息管理，及时向海南电网公司提供辖区内新能源项目基础档案信息。

交易中心负责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，并通过技术支持系统开展市场登记、交易组织、信息发布等工作。

第二章 竞价主体范围

第五条  【实施范围】本细则适用于2025年6月1日及以后投产的且未纳入机制执行范围的新能源项目（风电、太阳能发电项目，下同）。

第六条  【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、项目质量监督并网意见书二者明确的最晚并网时间确认投产时间，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；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。

第七条  【大型工商业分布式光伏项目规定】选择全部自发自用模式的大型工商业分布式光伏项目，不纳入机制电价竞价主体范围。

第八条  【光热及竞配性海风项目规定】2025年6月1日前已明确电价的光热项目、竞争性配置的海上风电项目，不纳入机制电价竞价主体范围。

第三章 竞价主体登记

第九条  【竞价登记时间要求】参与竞价的新能源项目投资方须于交易申报前5个工作日，在交易系统完成管理员账号注册及项目信息登记。

第十条  【管理员账号注册】新能源项目投资方注册管理员时，需填录投资方身份类型、账号信息，在线签订管理员授权书和项目登记承诺书。

（一）项目投资方身份类型：项目投资方属于自然人的，应录入个人姓名及身份证号；其他类型的项目应录入经营主体名称及统一社会信用代码。

（二）账号信息：填写的账号信息包括但不限于账号名称、密码、使用人姓名、身份证件号码、手机号码。账号持有人应通过交易平台进行身份信息实名认证，认证方式包括但不限于手机号码三要素、个人人脸识别等。

（三）签订管理员授权委托书：项目投资方应自行向第三方电子认证服务机构申请电子印章，完成管理员授权委托书线上签订后，管理员账号注册生效；其中项目投资方属于自然人，且该自然人持有管理员账号的，可不再签订授权委托书。新能源项目可委托第三方相关人员作为管理员代理参与竞价交易。

（四）项目信息登记

1.已投产项目：已投产的新能源项目在交易系统自行登记项目信息，提供政府部门出具的核准文件/备案文件、电力业务许可证。由海南电网公司负责核对项目投产信息，并将项目容量（以电力业务许可证为准）、电源类型、电压等级、是否执行机制电量、投产时间等信息推送至交易中心。

2.未投产项目：未投产的新能源项目在交易系统自行登记项目信息，提供政府部门出具的核准文件/备案文件，并填写项目容量（以核准或备案文件为准）、电源类型、电压等级、承诺投产时间等信息。未投产的新能源项目投资方登记信息错误引起的一切后果，由其自行承担。

第十一条  【登记信息审核】交易中心收到项目投资方提交的登记申请和材料后，会同海南电网公司在5个工作日内进行审查，对于注册或登记材料不符合要求的予以告知。

第四章 竞价组织

第十二条  【竞价组织时间和范围】每年10月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，具体竞价的主体范围以省发展改革委发布竞价通知为准。

第十三条  【交易单元要求】参与竞价的新能源项目以项目为单位进行交易申报。

第十四条  【申报价格要求】申报价格单位为“元/千瓦时”，除报竞价上限的情况外，报价保留小数点后面3位，含增值税。

第十五条  【发布竞价通知】省发展改革委负责发布年度竞价通知，竞价通知内容主要包括：竞价申报主体范围、竞价电量规模、竞价项目分类、各类型新能源项目近一年平均利用小时数、执行期限、申报电量比例上限、竞价上下限、申报充足率等相关事项。

第十六条  【发布竞价公告】在竞价通知发布3个工作日内，由交易中心发布竞价公告，竞价公告除竞价通知相关内容外，还应包括：竞价平台（网址)、竞价交易时间、竞价流程安排、咨询电话等。

第十七条  【交易申报】参与竞价主体在申报时间窗口内，在交易系统开展竞价申报。竞价采用一段式申报，申报信息包括机制电量比例、机制价格，申报比例应为基本单位比例的整数倍，申报价格应满足最小价格单位，不得超过相关约束。交易申报截止时间前，新能源项目可撤回、修改申报信息并重新提交，申报信息以最后一次提交的信息为准。竞价申报时间窗口关闭后，申报信息自动锁定封存，不可修改。

第十八条  【申报充足率检测】交易出清前应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，竞价电量规模按以下公式自动缩减，直至满足申报充足率要求：

申报充足率=∑分类场次竞价主体申报电量/分类场次竞价电量总规模

第十九条  【交易统一出清】申报结束后，交易中心按照竞价分类场次分别开展统一出清。根据新能源项目容量及近一年同类型项目平均利用小时数，将竞价主体的申报比例折算为电量绝对值，按照价格优先、时间优先的原则对主体的申报进行排序，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，机制电价按入选项目最高报价确定。

第二十条  【出清结果公示】统一出清结束后，由交易中心于2个工作日内，在交易系统公示出清结果，公示期5个工作日。公示信息包括项目名称、项目类型、机制电价、项目入选机制电量比例等。如竞价主体对公示结果有异议，须在公示期内以书面形式向交易中心提出，并提供相关证明材料。公示期内未提出异议的，视为认可竞价结果。

第二十一条  【公布竞价结果】公示期结束且各方无异议后，交易中心报送省发展改革委备案，并发布竞价结果。发布内容包括两方面：

（1）竞价项目总体情况：包括机制电量规模、分类机制电价水平、分类型项目数量等；

（2）竞价入选项目清单，包括项目名称、项目类型、投产时间、项目入选机制电量比例、机制电价、执行期限等。

第二十二条  【签订购售电合同（含差价结算条款）】

增量新能源项目在办理项目并网服务流程时，与电网企业完成含差价结算条款的购售电合同签订，明确项目基本情况、纳入机制的电量规模、机制电价价格、结算参考价格、差价结算方式、执行期限等内容。

第五章 保障措施

第二十三条  【考核机制】增量项目参与竞价成功后，未投产项目的实际投产时间较竞价时申报投产时间延迟6个月以内，可保留竞价结果，执行期限起始日期以申报投产时间为准。延迟6个月及以上，则当次竞价入选结果作废，并取消三年内该项目的竞价资格。

已纳入过机制执行范围的新能源项目不能参与机制竞价，若仍登记参与竞价交易，该项目当次竞价入选结果作废。

第二十四条  【信用管理】主体竞价成功后，存在以下情形时，纳入信用管理，入选结果无效，三年内禁止竞价：

（一）被行政主管部门责令停产、停业或进入破产程序；

（二）被行政主管部门相关文件确认禁止竞价和处罚；

（三）近三年存在骗取中标或严重违约，经有关部门认定的因其服务引起的重大及以上质量事故或重大及以上安全事故；

（四）被最高人民法院在“信用中国”网站或各级信用信息共享平台中列入失信被执行人名单。

第二十五条  【加强并网管理】电网企业应做好并网服务，严格按照时间节点做好配套电网建设及并网调试工作，建立新能源并网进度跟踪机制，坚决避免因电网原因导致机制电价中标的新能源项目不能按期投产。

第二十六条  【竞价秩序管理】

各竞价主体应自觉维护公平公正的新能源项目竞价秩序，严格遵守国家有关法律法规、电力市场规则和管理制度，依法合规参与新能源项目竞价工作，自律自觉，不得实行操纵市场、串通报价、哄抬价格及扰乱市场秩序、损害社会公共利益和其他经营主体合法权益的行为。对违反国家法律提供虚假或伪造证明材料的，移送司法机关处理；对违反市场规则、扰乱市场秩序的行为，一经查实，中止参与交易、取消竞价资格，并依据有关规定严格处理。

第六章 附则

第二十七条  【解释权】本细则由省发展改革委解释。

第二十八条  【执行时间】本细则自印发之日起执行。

海南交易〔2025〕107号附件2

海南省新能源可持续发展价格

结算机制差价结算实施细则

（报请审定稿）

第一章 总则

第一条  【制定依据】为贯彻落实《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 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）精神，建立健全新能源可持续发展价格结算机制（以下简称“机制”），规范新能源机制电价差价结算工作，结合海南省实际，制定本细则。

第二条  【适用范围】本细则适用于海南省行政区域内2025年6月1日前投产的新能源（集中式光伏、集中式风电、分布式光伏、分散式风电等所有风电、太阳能发电，下同）存量项目及2025年6月1日及之后投产的增量项目。

第二章 职责分工

第三条  【海南省发展和改革委员会】海南省发展和改革委员会（以下简称“省发展改革委”）价格主管部门会同能源主管部门、电力运行主管部门等负责梳理新能源项目清单、核定增量项目机制电价上下限、明确年度机制电量规模、明确机制执行期限。

第四条  【国家能源局南方监管局】国家能源局南方监管局负责电力市场运行监管。

第五条  【海南电网公司】海南电网公司负责新能源项目的基础档案信息管理、购售电合同（含差价结算内容，下同）签订、差价结算、数据归集及执行结果报送等工作。负责向电力交易机构转发增量配电网公司的新能源项目信息以及向增量配电网公司转发机制电价竞价结果和月度结算价格数据。

第六条  【电力交易机构】海南电力交易中心有限责任公司（以下简称“交易中心”)负责计算并向海南电网公司提供用于参与差价结算电费的市场交易均价、组织增量项目竞价、加强市场交易电价信息披露等工作。

第七条  【增量配电网企业】增量配电网企业负责辖区内新能源项目的基础档案信息管理；负责及时向电网企业提供差价结算所需相关基础数据；负责开展辖区内新能源机制电价差价费用结算。

第八条  【新能源主体】新能源主体负责按政策要求参与机制电价竞价和提供必要的竞价资料；机制电价竞价结果公示后审核确认本企业竞价结果。

第三章 结算前数据准备

第九条  【新能源项目分类认定】

（一）存量项目认定。2025年10月20日前，省能源主管部门根据项目全容量并网情况梳理集中式新能源项目存量项目清单。10月31日前，省能源主管部门将梳理好的存量项目清单提供至电网企业。分布式新能源项目由属地电网企业确认，按照截至5月31日电网企业记录的并网投产信息确定，纳入存量项目机制电价执行。

（二）增量项目认定。依据交易中心提供的竞价入选项目清单，集中式新能源项目投产时间按照电力业务许可证、项目质量监督并网意见书二者明确的最晚并网时间确认；分布式新能源项目投产时间以属地电网企业记录的并网投产信息确定。

增量已投产项目执行机制起始时间为竞价结果公示次年1月1日。未投产项目执行机制起始时间为参与竞价时承诺投产时间的次月1日，提前、超期投产的项目其执行起始时间不予提前或顺延。

第十条  【购电户结算档案管理】

（一）存量项目。2025年11月30日前，电网企业根据存量项目清单将机制电量价格、比例、执行期限等信息同步更新至购电户结算档案，各新能源主体可通过电网企业的网上营业厅、南网在线app等渠道查询项目信息。

（二）增量项目。竞价结束后3个工作日内，交易中心向电网企业推送新能源项目竞价结果，电网企业根据电力交易机构推送的竞价结果将机制电量价格、比例、执行期限等信息同步更新至购电户结算档案，新能源主体可通过电网企业的网上营业厅、南网在线app等渠道查询项目信息。

（三）多个项目对应一个购电户的情况。电网企业应在2025年11月30日前与项目投资主体协商完成存量项目档案改造，按项目拆分购电户，未及时完成改造的，暂按项目备案容量比例拆分购电户电量；新增项目原则上应与购电户一一对应，电网企业与项目投资主体协商新增开户处理，确保购电户与新能源项目匹配的唯一性。

第十一条  【《购售电合同》签订】电网企业修编购售电合同范本，将差价结算条款纳入其中。存量项目采用“告知+合同重签”的方式，通过线上、线下等多种方式做好差价结算协议告知工作，新能源主体应配合电网企业做好合同重签工作，在完成购售电合同重签之前，原购售电合同价格条款按照最新电价政策执行。增量项目在并网投产前，须与海南电网公司完成购售电合同签订。

第四章 差价费用结算

第十二条  【差价结算机制】电网企业每月对纳入机制的电量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额费用纳入系统运行费用，向全体工商业用户分摊分享，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”。

新能源结算电费＝市场交易结算电费+差价结算机制电费

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）

第十三条  【市场交易均价选取标准】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。

（一）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。

（二）电力现货市场连续运行时，市场交易均价根据我省同类项目实时市场月度加权均价确定。

第十四条  【月度机制电量规模确定】机制电量采用“事前确定机制电量比例，事后根据实际上网电量形成”的方式确定。电网企业根据新能源项目每月实际上网电量与纳入机制的电量比例，计算每月实际执行差价结算的机制电量。每月实际执行的机制电量=每月实际上网电量×该新能源发电项目机制电量比例。

第十五条  【结算周期】新能源机制电价差价费用以自然月为周期开展差价电费结算。

第十六条  【场外差价结算流程】交易中心每月根据规则计算上月各类项目市场交易均价提供给电网企业，电网企业根据各类项目市场交易均价计算上月机制电价差价结算电费，纳入新能源上网电费结算账单。具体市场交易均价计算安排如下：

（一）电力现货市场未连续运行时，交易中心每月3个工作日前向电网公司提供上月各类项目中长期市场交易加权平均价和全部发电侧中长期交易加权平均价。

（二）电力现货市场连续运行时，交易中心每月5个工作日前向电网企业提供现货市场各类项目实时、月度市场交易均价。

第十七条  【数据交互】增量配电网企业的机制电价差价结算数据按照增量配电网企业—海南电网公司—交易中心的流程进行数据交互。增量配电网企业应对其营业区域内数据的准确性和及时性负责。

第十八条  【电费发行】每月12个工作日前，对纳入机制电价的新能源主体，电网企业累加电能量电费、机制电量差价结算电费、环境溢价费用、考核分摊费用等电费项后出具电费账单，并通过南网在线、网厅等方式推送至各新能源主体。

第十九条  【退补管理】由于历史发用电量计量故障等原因需要进行电费退补调整的，由电网企业根据与新能源主体确认的差错电量以及差错当月的月度发电侧实时市场同类型电源加权平均价格进行机制电价差价费用退补。

第五章 机制电量规模的调减与退出

第二十条  【机制电量比例调减】每年10月份，新能源项目主体可通过线上、线下渠道向电网企业申请机制电量比例调减。未申请调减次年机制电量比例的新能源项目，默认按原机制电量比例执行。

第二十一条  【退出机制电量】

（一）申请退出

已纳入机制的新能源项目，在执行期限内新能源项目主体可通过线上渠道或线下书面向电网企业申请自愿退出机制电价。新能源项目申请退出机制电价后，后续不再纳入机制执行范围。

（二）强制退出

1.已纳入机制的新能源项目，执行期限到期后，次月不再纳入机制电价。

2.对于实际容量超出核准或备案容量一定范围的项目，导致实际发电利用小时数明显超出合理水平的项目，经电网企业公示后，次年起该项目不再纳入机制。其中，项目发电利用小时数=[项目上网电量/(1-同类型场站典型厂用电率)]/项目核准或备案容量;合理利用小时数以近三年同区域、同类型新能源发电利用小时数平均值为基数，涨幅不超过30%来确定;海上风电典型厂用电率取4.5%、陆上风电典型厂用电率取3%、光伏典型厂用电率取1.5%。

第六章 政策协同

第二十二条  【绿证收益处理】新能源项目纳入机制的电量，不重复获得绿证收益。纳入机制的电量对应绿证由核发部门全部划转至省级专用绿证账户，由全体工商业用户共有。

第二十三条  【财政补贴协同】享有国家财政补贴的新能源项目实行价补分离，补贴标准按照原有规定执行。

第二十四条  【监督检查】省发展改革委、国家能源局南方监管局会同有关部门对机制执行情况开展定期督查，对违规行为依法处理。

第七章 附则

第二十五条  【解释权】本细则由省发展改革委解释。

第二十六条  【执行时间】本细则自印发之日起执行。