招标代理公司（立即查看） 受业主单位（立即查看） 委托，于2025-07-10在采购与招标网发布 海南省发展和改革委员会关于公开征求《关于海南省深化新能源上网电价市场化改革的实施方案（征求意见稿）》意见的通知。现邀请全国供应商参与投标，有意向的单位请及时联系项目联系人参与投标。 （略）发展和改革委员会关于公开征求《关于海（略）场化改革的实施方案（征求意见稿）》意见的通知为全面贯彻党的二十届三中全会精神，统筹能源安全保障与绿色低碳发展，深（略）场机制创新，（略），根据《国家发展改革委（略）场化改革的通知》（发改价格〔（略）〕（略）号）文件要（略）电价全（略）场供需，促进新能源产业高质量发展，（略）实际情况，我委起草了《关于海（略）场化改革的实施方案（征求意见稿）》。现公开征求社会意见。此次公开征求意见时间为（略）年7月（略）日至（略）年7月（略）日。欢迎有关单位和社会各界人士提出意见建议。（略）.cn；地址：（略）9（略）政府（略），邮编：（略））感谢您的参与和支持!附件：关于海（略）场化改革的实施方案（征求意见稿）（略）发展和改革委员会（略）年7月（略）日（此件主动公开）附件关于海（略）场化改革的实施方案（征求意见稿）为全面贯彻党的二十届三中全会精神，统筹能源安全保障与绿色低碳发展，深（略）场机制创新，（略），根据《国家发展改革委（略）场化改革的通知》（发改价格〔（略）〕（略）号）文件要求，（略）场化改革主线，坚持（略）类施策、稳中求（略）电价全（略）场供需，促进新能源产业高质量发展，制定本实施方案。一、总体（略）场化改革（略）电价（略）场形成，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，（略）存量和增量项目（略）类施策，完善新（略）后的相关配套机制，稳定企业合理预期，促进行业健康发展，助力“双碳”目标实现。二、基本原则坚持深化改革。（略）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（略）场主体价格责（略）电量全面进（略）场，完善适应新能源（略）场交易和价格机制。坚持（略）类施策。（略）存量和增量（略）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，（略）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（略）考虑（略）场建设的影响，（略）场供需预测和各类经营主体电价水平测算，（略）安全稳定运行。三、主要任务（（略）电价（略）场形成1（略）电量全面进（略）场。（略）年1月1日起，（略）新能源（所有风电、太阳能发（略）电量全部（略）电（略）场交易形成。新能源项（略）场交易的方式按（略）场交易规则执行，鼓励具备条件的（略）布式、（略）散式新能源聚合后报量报（略）场交易，未报量或报（略）场的默认作为价格接受（略）场交易。后（略）场建设情况，逐步放开各类电（略）场参与交易。2.（略）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。新能源项目可公平参（略）场。加快完善自愿参（略）场机制。3.（略）场价格机制。适当放（略）场限价，（略）场申报、出清价格上限考（略）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（略）场外可获得的绿证收益、财政补贴等因素确定，后（略）场运行情况适时调（略）。（略）场形成价格的新能源项目，结算价格按照所在节点（略）场（略）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（略）摊方式。（略）场未连续运行时，辅（略）场费用由发电侧（略）摊（不含（略）布式新能源）；（略）场连续运行时，辅（略）场费用由工商业用户用电量和未参（略）电（略）电量共同（略）摊，（略）内（略）电量不再（略）摊。若国家出台最新的辅助服务费用（略）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。（略）场外建立差价结算的机制。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。对于纳入机制的新能源电价水平（以下简称机制电价，（略）场交易均价低于或高于机制（略）企业按规定开展差价结（略）运行费用。参与机制（略）申请下调次年机制电量比例，调低比例部（略）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。（略）年6月1日以前投产（即项目批准备（略），下同）的新能源项目。2电量规模。（略）年以前投产（略）电量纳入机制电量；（略）年投产的项目，机制电量比例取（略）%；（略）年投产的项目，机制电量比例取（略）%；（略）年1月1日至（略）年5月（略）日投产的项目，机制电量比例取（略）%。3机（略）项目执行原竞配价格，其余项目（略）煤电基准价0.（略）千瓦时执行。4执行期限。按照（略）年减去截至（略）年（略）月（略）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。（略）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。（略）年（略）月份开展增量项目的首次竞价，竞价主体范围为（略）年6月1日至（略）年（略）的集中式、（略）布式新能源项目（不含已明确电价的竞争性配置项目）。往后每年（略）月开展下一年的增量项目机制竞价工作。3竞价（略）类。综合考虑建设成本和运行特性的差异，初期（略）为海上风电项目、（略）上风电项目和光伏项目三类。海上风电项目单独组织竞价，（略）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。4电量规模。首次竞价电量规模与（略）年新（略）场化比例适当衔接，（略）年6月1日至（略）年（略）月（略）日期间新建投产的海（略）电量的（略）%确定，（略）上风电（略）电量的（略）%确定。每年新增纳入机制的电量规模，（略）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（略）。为引导新能源充（略）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竞价电量上限。单个项目申报电量规模（略）电量，（略）年竞（略）电量（略）%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。竞价上限综合考虑合理成本收益、绿色价值、（略）场供需形势、用户承受能力等因素确定，最高不高于0.（略）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。（略）类组织竞价时，每类项目的竞价上下限相同，具体见附表。7机制电价。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。海上风电项目：（略）年，（略）上风电项目和光伏项目：（略）年，到期后不再执行机制电价。9竞价机制。（略）发展改革委、（略）按照本方（略）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（略）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（略）年5月（略）日前投产的海上风电项目，机制电价参照竞争性配置方案规定执行，初始（略）电量的（略）%。未约定合理生命周期的，机制执行期限为（略）年。5.投产时间认定（略），下同）时间按以下方式确定：集中式新能源项目以电力业（略）时间确认投产时间；（略）布式新（略）送电时间确（略）企业记录的满足备案证容量的（略）验收时间为准（略）容量与备案容量是否一致为准，两者不一致的允许（略）变更备案手续。6.设备更新改造项目电量规模。（略）年6月1日以前已投产，改造升级不增容的新能源项目视同存量项目，按新能源存量项目有关电价政策执行。（略）年6月1日起，存量项目（略）以新项目独立备案，新项目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（略）年6月1日至（略）年（略）月（略）日。过渡期间，存量和增量集中式项目参考《（略）场化交易方案》执行；存量和增量（略）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（略）年以前实际运行时间。8.明确用于机制电量差价电费（略）场交易均价计算原则。1电（略）场未连续运行时，（略）场交易均价（略）同类（初期项目类型（略）为海上风电、（略）上风电、光伏）项目的当月（略）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（略）场连续运行时，（略）场交易均价（略）发电侧同类项目所在节（略）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（略）企业每月按机制电价开展差价结算，将机制（略）场交易均价的（略）运行费用，由全体工商业用户（略）摊或（略）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（略）电量和其机制电量比例确定。差价结算（略）电量×机制电量比例×（机制电价-（略）场交易均价）（略）.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，（略）内绿电交易开展双边协商、挂牌交易，申报和成交价格（略）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（略）级专用绿证账户。2.优化代理购电电量采购机制。新能源（略）后，执行保量保价的优先发电（（略）内（略）参与集中竞价交易采购，以报量不报价方式、作为价格接受（略）场出清。现货连续运行时，代理购电产生的偏差电量按（略）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（略）场交易时，因报价（报价过高或未报价）等因素导致部（略）电量（略），不作为弃风弃光电量，不（略）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（略）场行为，不得向新能源不合理（略）摊费用，不得将配置储能作为新建新（略）等的前置条件，对（略）年6月1（略）的新能源存量项目，继续（略）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。四、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，（略）析异常原因，研究处置方（略）场化改革政策平稳有序推进。（二）做（略）场规范管理工作。进一步规范和完（略）场信息披露规则，披露（略）场运行总体情况，定期发布同类新能源发（略）场交易均价；规（略）场电费结算流程，（略）电费、差价电费结算工作。（三）做好政策宣贯。（略）场培训