新能源上网电价市场化改革方案核心观点 - 海南省将于2026年1月1日起全面实施新能源上网电价市场化，所有风电、太阳能发电项目上网电量通过市场交易形成价格，鼓励分布式新能源聚合参与市场交易[1][20] - 区分存量和增量项目分类施策：存量项目（2025年6月前投产）按煤电基准价0.4298元/千瓦时执行机制电价，增量项目（2025年6月起投产）通过竞价确定电价，海上风电/陆风光伏竞价上限分别为0.4298/0.3998元/千瓦时[5][9][30] - 建立差价结算机制，现货市场连续运行时机制电量不参与中长期交易，电网企业按月结算机制电价与市场均价的差额，费用由工商业用户分摊[22][34] 市场交易机制 - 放宽现货价格限制：申报价上限0.84元/千瓦时，出清价上限1.26元/千瓦时，下限-0.057元/千瓦时（考虑绿证收益和补贴）[11][20] - 辅助服务费用分摊分两种模式：现货未连续运行时由发电侧承担，连续运行时由工商业用电量和未参与市场交易的上网电量分摊[3][21] - 新能源项目可自主参与各类中长期交易，不限制签约比例，加快完善日前市场机制[20] 存量项目政策 - 机制电量比例按投产年份递减：2023年前项目100%，2023年90%，2024年85%，2025年1-5月80%[4][24] - 执行期限为20年减去已运行时间，竞配项目维持原竞配价格，其余执行煤电基准价0.4298元/千瓦时[5][6][25][26] - 改造不增容项目视同存量，新增容量需独立备案并按增量项目参与竞价[13][32] 增量项目竞价规则 - 首次竞价于2025年10月开展，覆盖2025年6月-2026年12月并网项目，分海上风电（单独竞价）和陆风光伏（合并竞价）三类[7][28] - 竞价电量规模：海上风电按年上网电量80%，陆风光伏按75%，设置申报充足率下限确保竞争充分[8][29] - 执行期限差异化：海上风电14年，陆风光伏12年，到期自动退出机制[12][31] 过渡期与配套措施 - 2025年6-12月为过渡期，集中式项目参照市场化交易方案执行，分布式项目由电网按现行政策收购[13][32] - 强化绿电绿证协同：机制电量不参与绿电交易，对应绿证划转至省级账户，禁止重复获取收益[36] - 明确储能政策：不得将储能作为新建项目并网前置条件，2025年6月前并网存量项目继续执行原有储能政策[37] 参数附表关键数据 | 参数类型 | 海上风电 | 陆风光伏 | |---------|---------|---------| | 竞价上限 | 0.4298元/kWh | 0.3998元/kWh | | 竞价下限 | 0.35元/kWh | 0.20元/kWh | | 现货申报上限 | 0.84元/kWh | 同左 | | 现货出清上限 | 1.26元/kWh | 同左 |[9][40]