海南136号文正式印发：光伏增量竞价下限0.2元/度，机制比例75%
9月26日，海南省发展和改革委员会发布关于印发《海南省深化新能源上网电价市场化改革实施方案》的通知。 文件明确，存量/增量项目的机制电价、电量以及执行期限。 存量项目 机制电量：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，其余项目均按海南省煤电基准价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。 增量项目 竞价时间：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月底投产的集中式、分布式新能源项目（不含已明确电价的竞配性海风项目）。往后每年10月开展下一年的增量项目机制竞价工作。 机制电量：首次竞价电量总规模与2025年新能源非市场化比例适当衔接，海上风电按预计年上网总电量的80%确定，陆上风电和光伏按预计年上网总电量的75%确定。 机制电价：竞价上限每年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，首年陆上风电及光伏项目竞价下限0.20元/千瓦时，海上风电项目竞价下限0.35元/千瓦时。 执行期限：按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，具体执行期限以竞价通知为准，到期后不再执行机制电价。2025年首年按以下规定执行：海上风电项目为14年，陆上风电项目和光伏项目为12年。 详情如下： 海南省发展和改革委员会 关于印发《海南省深化新能源上网电价市场化改革实施方案》的通知 各市、县、自治县发展改革委，海南电网有限责任公司，海南电力交易中心有限责任公司，各电力企业： 《海南省深化新能源上网电价市场化改革实施方案》已经省政府同意，现印发给你们，请遵照执行。 海南省发展和改革委员会 2025年9月25日 （此件主动公开） 海南省深化新能源上网电价市场化改革实施方案 为全面贯彻党的二十届三中全会精神和党中央国务院关于加快构建新型电力系统、健全绿色低碳发展机制的决策部署，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，深化电力市场机制创新，促进新能源产业高质量发展，制定本实施方案。 一、总体思路与原则 全面深化海南新能源上网电价市场化改革，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，实现责任公平承担，存量和增量项目合理区分，确保新能源入市后政策协同发力，有力支撑海南自贸港新能源发展规划目标。 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�。晟剖视π履茉捶⒄沟氖谐〗灰缀图鄹窕�。 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。 二、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�。贤缂弁ü谐〗灰仔纬�。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，未报量报价参与市场的默认接受市场形成的价格。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，后续由海南省发展改革委会同国家能源局南方监管局依据国家有关规定结合市场运行实际进行调整。接受市场形成价格的新能源项目，结算价格按照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，区分存量和增量项目，分别确定机制电量比例、机制电价水平和执行期限。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。对纳入机制的电量，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月底前自主向电网企业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)机制电价标准。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月底投产的集中式、分布式新能源项目（不含已明确电价的竞配性海风项目）。往后每年10月开展下一年的增量项目机制竞价工作。 (3)竞价主体分类。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，未入选过机制的增量项目可参与后续年度的增量项目机制竞价。 (4)竞价电量总规模。首次竞价电量总规模与2025年新能源非市场化比例适当衔接，海上风电按预计年上网总电量的80%确定，陆上风电和光伏按预计年上网总电量的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)单个项目竞价电量上限。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。竞价上限每年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，首年竞价上下限具体见附表。 (7)机制电价确定规则。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。按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，具体执行期限以竞价通知为准，到期后不再执行机制电价。2025年首年按以下规定执行：海上风电项目为14年，陆上风电项目和光伏项目为12年。 (9)竞价机制实施。海南省发展改革委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6月1日前投产的海上风电项目，2026年底前投产项目机制电价参照竞争性配置方案规定执行，机制电量规模为上网电量的80%、机制执行期限为20年。后续年份投产项目机制电价、机制电量规模及执行期限以上一年竞价通知规定为准，原则上不高于上一年执行水平。 5.投产时间认定。投产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。 6.设备更新改造项目电量规模。改造升级不增容的新能源项目，按新能源原投产时间相适应的机制电价规定执行。项目存在新增容量并网情况的，原容量部分按原投产时间执行机制，新增容量部分需向属地政府以新项目独立备案，2025年6月1日起投产的新增容量部分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项目（初期项目类型分为海上风电、陆上风电、光伏）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。 三、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。 免责声明：本文所用视频、图片、文字如涉及作品版权问题，请第一时间告知，我们将立即删除，本文只供光伏领域学习讨论之，无任何商业用途！ 广州完美真人 已连续举办17年，是全球光储企业促进贸易、推广品牌的重要展览平台。展览范围包括光伏原材料、生产设备、组件、逆变器、支架、零配件、光伏系统、电站、太阳能光伏应用产品及储能应用、储能系统集成及运维等新能源、光储领域等。每年连同储能及电池、电源、氢能、生物质能、空气能等新能源专题展会于广州·广交会展馆联袂展出，聚能启航，助燃“绿色经济”