（公开征求意见稿）

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、机制电价执行的监管。

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9月30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，并通过线上方式进行公示。新能源项目如有异议，须在5个工作日内向省能源主管部门反馈，未按期反馈的视为同意公示结果。10月20日前，省能源主管部门将公示后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时间确定，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明确的并网日期确认；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时间确定。

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。对于计划实施分期并网的新能源项目，在总备案容量保持不变的情况下，可向属地能源主管部门申请变更为分期备案。

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所在节点实时市场月度加权均价确定（分布式光伏节点电价按照所在节点或上一电压等级节点价格确定）。

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。

（二）电力现货市场连续运行时，交易中心每月5日前向电网企业提供现货市场全部节点的实时市场价格，电网企业根据节点的实时市场价格及各类型项目分时上网电量加权计算得到各类发电侧实时市场电源加权平均价格，支撑机制电价差价电费结算。

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15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2025年x月1日起施行。