海南省發(fā)展和改革委員會關于2026 年海南電力市場化交易有關事項的通知

海南省發(fā)展和改革委員會

關于2026 年海南電力市場化交易有關事項的通知

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各市、縣、自治縣發(fā)展改革委，海南電網公司、海南電力交易中心，有關發(fā)電企業(yè)、電力用戶、售電公司：

為貫徹落實國家關于深化電力體制改革相關工作部署，做好2026 年電力市場化交易工作，根據《電力中長期交易基本規(guī)則》（發(fā)改能源規(guī)〔2020〕889 號）《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）《關于做好 2026 年電力中長期合同簽約履約工作的通知》（發(fā)改運行〔2025〕1052 號）及海南電力市場相關配套實施細則，結合我省實際，經商國家能源局南方監(jiān)管局，現就 2026 年海南電力市場化交易有關事項通知如下。

一、市場化交易規(guī)模

落實國家關于有序推進全部工商業(yè)用戶進入電力市場的要求，結合 2026 年統(tǒng)調機組裝機和工商業(yè)用電增長預期，全年市場化交易電量規(guī)模確定為 233 億千瓦時，其中直接交易電量 161 億千瓦時（年度直接交易電量等于直接交易電量的 70%）。燃煤、燃氣、風電、光伏上網電量全部進入市場；核電設置保障居民、農業(yè)的優(yōu)先計劃電量，剩余約 50 億千瓦時作為市場化電量參與交易（詳見附件 1）。

二、經營主體

經營主體包括電力用戶、售電公司、發(fā)電企業(yè)、新型經營主體和電網企業(yè)（代理購電），各主體入市前應按要求在海南電力交易中心（以下簡稱“交易中心”）完成入市注冊。

（一）電力用戶

1.年用電量50萬千瓦時及以上的工商業(yè)用戶，須于2026年5月15日前完成入市注冊，2026年6月1日起全面直接參與交易；年用電量10-50萬千瓦時的工商業(yè)用戶，實行“自愿入市+幫扶引導”，2026年12月31日前完成入市過渡期。電網企業(yè)于2026年1月31日前完成2024年12月-2025年11月用電數據篩查，形成《應入市用戶清單》，并通過短信、電話逐一通知用戶，交易中心同步在交易平臺等渠道發(fā)布清單。市縣發(fā)改部門聯合電網企業(yè)、交易中心，組建“一對一”服務專班，為應入市用戶提供注冊指導、合同范本解讀等免費服務，2026年2-4月每月組織不少于1場線下培訓?！逗Ｄ鲜?025年電力市場化交易方案》中關于推動工商業(yè)用戶直接參與電力市場交易的相關政策，2026年不再繼續(xù)執(zhí)行。

2.未辦理退市手續(xù)且未在規(guī)定時限內完成零售簽約或參與批發(fā)交易的用戶，視為無合同用戶。在非現貨模式下，電能量價格按照電網企業(yè)代理購電交易加權平均價的1.5倍執(zhí)行；在現貨模式下，電能量價格按現貨實時市場出清加權平均價的2倍執(zhí)行。

3.高耗能電力用戶原則上要直接參與市場化交易，暫不能直接參與市場化交易的由電網企業(yè)代理購電，用電價格按海南省電網企業(yè)代理購電實施方案相關規(guī)定執(zhí)行。

（二）發(fā)電企業(yè)

1.省內統(tǒng)調燃煤、燃氣電廠上網電量全部進入市場。2.昌江核電#2機組、至來核電#3機組。

3.風電、光伏項目上網電量全部進入市場。

4.新投產機組按照國家最新相關文件規(guī)定參與2026年市場化交易。

（三）售電公司

1.售電公司參與交易前，需按資產總額及年度預計交易規(guī)模，向交易中心提交履約保障憑證（保函或保險）。

2.同一投資主體（含關聯企業(yè)）絕對控股或相對控股的售電公司，全年售電規(guī)模上限為市場總額的 15%。

（1）售電規(guī)模：已結算售電量+零售合約未執(zhí)行電量（按用戶近 12 個月月均用電量×未執(zhí)行月數）。

（2）市場總額核算：已入市工商業(yè)用戶近 12 個月用電量×調節(jié)系數 1.1。

3.售電公司月度批發(fā)電量上限=代理零售用戶近 12 個月歷史最大實際用電量×調節(jié)系數 1.2。年累計成交電量不應超過售電公司資產總額或信用額度對應可交易電量規(guī)模。

4.售電公司信用評價中提高服務中小用戶指標權重，鼓勵售電公司積極主動服務年用電量 50 萬千瓦時以下的中小企業(yè)用戶參與市場交易，具體政策另行制定并印發(fā)執(zhí)行。

（四）新型主體

獨立儲能、虛擬電廠準入條件按照相關規(guī)定執(zhí)行。

三、中長期市場交易

2026 年中長期電能量交易按照年度、月度（多月）、月內不同周期開展。發(fā)用兩側電力中長期合同簽約要求按國家關于電力中長期合同簽約履約工作相關文件執(zhí)行。鼓勵發(fā)用兩側簽訂一定電量比例聯動現貨價格的中長期合約。

（一）年度交易。主要開展年度雙邊協商交易、年度集中競價交易、年度電網代理購電掛牌交易，按年度電量交易組織。年度雙邊協商交易按照時間優(yōu)先的原則成交（合同雙方在交易平臺確認的時間為準），成交電量應不超過年度直接交易規(guī)模的 80%，核電參與年度雙邊協商交易電量應不超過核電 2026 年市場化交易規(guī)模的 50%。年度集中競價交易采用高低匹配出清，2026 年 K競價系數暫設為 0.05。

（二）月度（多月）交易。主要開展月度集中競價交易、月度電網代理購電掛牌交易、月度（多月）雙邊協商交易，按月度（多月）電量交易組織。月度集中競價交易采用高低匹配出清，2026 年 K 競價系數暫設為 0.05。2026 年 1 月 1 日及以后入市的批發(fā)電力用戶和售電公司（簽約零售用戶）方可參與月度（多月）雙邊協商交易，且全年只能參與首次月度（多月）雙邊協商交易，月度（多月）雙邊協商交易的標的為次月至年底 12 月 31 日，滿足新入市批發(fā)電力用戶和售電公司的交易需求。

（三）月內交易。主要開展多日分時段集中競價交易、多日分時段電網代理購電掛牌交易，按多日電量交易組織。多日分時段集中競價交易采用高低匹配出清，2026 年 K 競價系數暫設為0.05。

（四）跨省跨區(qū)交易。支持省外和省內發(fā)電企業(yè)、售電公司（批發(fā)交易用戶）根據省內供需情況參與省間市場化交易。

（五）輔助服務交易。按照南方區(qū)域調頻、備用輔助服務交易實施細則要求，海南市場經營主體參與南方區(qū)域調頻、備用輔助服務市場交易。

（六）保底售電。相關要求按最新印發(fā)的海南電力市場保底售電實施方案執(zhí)行。

（七）綠色電力交易。按照年度、月度周期組織，年度綠電交易在年度雙邊協商交易前開展，月度綠電交易在月度集中競價交易前開展。綠電交易方式以雙邊協商（年度、月度）為主，適時組織開展合同轉讓交易。相關要求按最新印發(fā)的海南電力市場綠電交易細則執(zhí)行。

四、現貨市場交易

現貨市場交易按照區(qū)域電力市場有關規(guī)則和省內相關配套規(guī)則及方案執(zhí)行。

五、零售市場交易

零售市場交易按本方案明確的規(guī)則執(zhí)行，未提及部分參照省內相關零售交易規(guī)則執(zhí)行。

（一）零售套餐調整。2026 年起，取消比例分成、固定價格+服務費套餐，統(tǒng)一調整為固定價格+市場聯動套餐模式，聯動比例為零售用戶實際用電量的 10%-30%，聯動價格可選擇日前市場出清加權平均價或實時市場出清加權平均價。已參與零售市場的用戶須在 2026 年 1 月 31 日前完成套餐調整備案，未調整備案的，參與市場聯動電量比例按照實際用電量 10%執(zhí)行，聯動的價格按照實時市場出清加權平均價執(zhí)行。若現貨市場熔斷或中止時，聯動現貨價格按照南方區(qū)域電力市場連續(xù)結算試運行風險處置方案的通知相關要求執(zhí)行。

（二）風險管控

1.當零售用戶月度電能量結算均價超過月度批發(fā)市場結算均價正偏差上限 10%時，超過部分由其代理的售電公司承擔，零售用戶按照月度批發(fā)市場結算均價的 110%計算電費；當零售用戶月度電能量結算均價低于月度批發(fā)市場結算均價負偏差下限 10%時，低于部分由售電公司享有，零售用戶按照月度批發(fā)市場結算均價的 90%計算電費。所有零售用戶和售電公司均需簽訂此條款。

2.為進一步向零售用戶傳導市場改革紅利，對于各售電公司當月度電收益均價高于0.015元/千瓦時的部分進行超額收益分享，超額部分由售電公司與其代理的零售用戶按3:7比例分享，零售用戶按當月結算電量比例返還。其中，批發(fā)購電電費不含綠證價格結算電費、退補電費；零售售電費不含峰谷浮動電費、綠證價格結算電費和退補電費。因歷史用電量計量差錯等原因的電費退補，超額收益分享費用不做聯動調整。

具體零售交易套餐模式及合同范本詳見附件2。風控條款后續(xù)視執(zhí)行情況可適時調整。

六、市場關鍵機制

（一）容量電價機制

參照《國家發(fā)展改革委 國家能源局關于建立煤電容量電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2023〕1501 號）等文件精神，研究適時建立我省氣電容量電價機制，有關氣電發(fā)電機組獲得容量電費，工商業(yè)用戶分攤容量電費，具體方案由省發(fā)展改革委另行通知。

（二）政府授權合約機制

參與電力市場化交易的核電機組執(zhí)行政府授權合約機制，以核電企業(yè)上網標桿電價作為政府授權合約價格。當發(fā)電交易單元月市場電能量結算均價高于政府授權合約價格時，超出部分回收；當發(fā)電交易單元月市場結算均價低于政府授權合約價格的 95%時，發(fā)電交易單元市場化結算電量的 50%按照政府授權合約價格的 95%進行保底結算。政府授權合約差價費用由全體工商業(yè)用戶分攤分享。

（三）新能源參與市場銜接機制

1.新能源參與現貨市場機制

新能源項目按照南方區(qū)域電力現貨市場交易規(guī)則和有關實施方案參與現貨交易，加快實現新能源項目自愿參與日前市場。

2.新能源參與中長期市場機制

符合參與現貨市場申報條件的新能源項目，每月15日前在交易中心完成注冊及申請直接參與市場、或由發(fā)電類虛擬電廠聚合的，可參與后續(xù)交易?，F貨連續(xù)運行時，納入機制的電量不再參與中長期交易。新能源項目中長期年（月）度凈合約電量上限按新能源年（月）度發(fā)電能力扣減機制電量比例后形成，即年（月）度發(fā)電能力乘以（1-機制電量比例），其中年（月）度發(fā)電能力根據2025年同類電源年（月）度發(fā)電利用小時數均值乘以裝機容量形成。新能源項目可參與年度、月度(多月）、月內等周期的中長期交易，允許供需雙方自主確定中長期合同的量價、曲線等內容，不對中長期簽約比例進行限制。

3.新能源機制電量銜接機制

電網企業(yè)代理購電在市場化采購時，應優(yōu)先考慮匹配新能源機制電量，并將其作為居民、農業(yè)用戶和線損電量的采購來源，剩余部分用于匹配電網企業(yè)代理的工商業(yè)用戶。

（四）發(fā)電企業(yè)交易價格

1.中長期市場交易價格

所有類型發(fā)電企業(yè)中長期市場直接交易價格在“基準價+上下浮動”范圍內形成，其中，基準價為 0.4298 元/千瓦時，上下浮動原則上均不超過 20%，具體交易價格上限為 0.51576 元/千瓦時，下限為 0.34384 元/千瓦時，后續(xù)按照國家最新規(guī)定執(zhí)行。高耗能企業(yè)用戶市場化交易電價不受上浮 20%限制。

2.現貨市場交易價格

“報量報價”及“報量不報價”參與現貨市場的發(fā)電企業(yè)日前、實時價格由南方區(qū)域電力現貨市場統(tǒng)一出清的電廠節(jié)點電價進行結算；“不報量不報價”的新能源項目，可以明確節(jié)點的按節(jié)點分時價格結算，未明確節(jié)點的按同類電源項目實時市場出清分時加權平均價進行結算。2026 年 1 月 1 日起海南電力現貨市場申報價格上下限分別為 0.84 元/千瓦時、-0.057 元/千瓦時，海南電力現貨市場出清價格上下限分別為 1.26 元/ 千瓦時、-0.057 元/千瓦時，后續(xù)由省發(fā)展改革委會同國家能源局南方監(jiān)管局依據國家有關規(guī)定結合市場運行實際進行調整。風電、光伏企業(yè)享受國家可再生能源補貼的，參與常規(guī)電能量交易市場，可繼續(xù)享受補貼。

（五）發(fā)電企業(yè)偏差結算價格

1.非現貨模式

（1）當燃煤、燃氣發(fā)電交易單元超發(fā)時，偏差價格為當月全市場直接交易的集中交易加權平均價，若當月沒有集中交易加權平均價，則取當月全市場直接交易加權平均價。

（2）當核電、風電、光伏、獨立儲能、虛擬電廠以及其他新型經營主體發(fā)電交易單元超發(fā)時，偏差價格為當月全市場直接交易的集中交易加權平均價和其自身省內中長期交易加權平均價取小者，若當月沒有集中交易加權平均價，則取當月全市場直接交易加權平均價和其自身省內中長期交易加權平均價取小者。

（3）當發(fā)電交易單元少發(fā)時，因自身原因少發(fā)，偏差價格為當月全市場直接交易的集中交易加權平均價和其自身省內中長期交易加權平均價取大者；非自身原因少發(fā)，偏差價格為當月機組自身省內中長期賣出合約加權平均價；未經認定原因的偏差電量均視為自身原因產生。

2.現貨模式

偏差價格按現貨價格結算。

（六）批發(fā)用戶（售電公司）和電網企業(yè)代理購電偏差結算價格

1.非現貨模式

偏差價格為當月全市場直接交易的集中交易加權平均價，若當月沒有集中交易加權平均價，則取當月全市場直接交易加權平均價。

2.現貨模式

偏差價格按現貨價格結算。

七、交易結算

非現貨環(huán)境下，發(fā)用電兩側解耦結算，經營主體合同電量和偏差電量以月度為單位，按照“月結月清”的原則開展結算，相關結算要求按照最新印發(fā)的非現貨市場結算實施細則執(zhí)行?，F貨環(huán)境下，開展三部制電量電費和省內市場分攤及返還費用結算，相關要求按照最新印發(fā)的現貨市場結算實施細則和現貨市場連續(xù)結算試運行實施方案執(zhí)行。其他相關要求如下：

（一）中長期交易偏差考核

1.非現貨模式

經營主體按交易單元以月度為周期進行偏差電量考核，超過允許偏差率以外的電量繳納偏差考核費用。為保障電力供應平衡，經營主體允許的偏差率為±10%，超出允許的偏差率以外的電量繳納偏差考核費用；偏差電量考核價格=當期燃煤機組基準電價×10%。

2.現貨模式

按照最新印發(fā)的現貨市場結算實施細則和現貨市場連續(xù)結算試運行實施方案執(zhí)行。

落實中長期合約比例要求。對經營主體（不包含新能源發(fā)電企業(yè)、獨立儲能）當月的年度、月度（多月）、及月內中長期成交電量之和應不小于其全月市場交易上（用）網實結電量（為負時置零）的80%，不足電量部分以月度為周期，實施偏差考核。

（二）綠電交易結算。新能源項目納入可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的電量不再參與綠電交易，不重復獲得綠證收益，對應綠證統(tǒng)一劃轉至省級專用綠證賬戶。開展綠電交易結算時，對應綠證收益根據新能源實際上網電量扣除機制電量后的剩余電量、綠電合同電量、用戶實際用電量三者取小進行結算。

（三）零售結算。交易中心根據零售交易平臺備案信息按月開展結算，未曾參與電力市場化交易的電力用戶與售電公司零售服務關系在交易平臺中確認后，即視同下個月起不從電網企業(yè)代理購電。

八、有關要求

（一）各市縣發(fā)改部門要加強電力市場改革政策宣傳，積極營造良好電力市場改革氛圍，有序推動工商業(yè)用戶直接參與市場交易。電網企業(yè)和交易中心要全力配合各級政府主管部門做好專題宣傳，通過營業(yè)場所、營業(yè)網站、微信公眾號、供電服務熱線、線上線下培訓宣講等多種渠道、多形式，確保對要求直接參與市場交易的用戶告知到位，積極引導工商業(yè)企業(yè)直接參與電力市場交易。電網企業(yè)按季度向省發(fā)展改革委、國家能源局南方監(jiān)管局報告電網代理購電用戶轉直接參與市場交易情況。

（二）各經營主體應嚴格落實《國家能源局綜合司關于進一步規(guī)范電力市場交易行為有關事項的通知》（國能綜通監(jiān)管〔2024〕148 號）要求，遵守電力市場交易規(guī)則，規(guī)范交易行為。各經營主體不得違規(guī)行使市場力在電力市場中進行排他性行為、不正當競爭；不得濫用市場支配地位操縱市場價格；不得實行串通報價、哄抬價格及擾亂市場秩序等行為。擁有售電公司的發(fā)電企業(yè)不得利用“發(fā)售一體”優(yōu)勢直接或變相以降低所屬售電公司購電成本的方式搶占市場份額；不得區(qū)別對待民營售電公司等經營主體。發(fā)電側、售電側相關經營主體不得統(tǒng)一約定交易價格、電量等申報要素實現特定交易。如存在擾亂電力市場秩序的行為，一經查實，國家能源局南方監(jiān)管局會同省發(fā)展改革委將依據《電力監(jiān)管條例》《電力市場監(jiān)管辦法》等有關規(guī)定對相關經營主體進行嚴肅查處，并納入失信聯合懲戒對象。

（三）市場運行過程中，遇國家電力市場化交易相關政策調整的，按最新政策執(zhí)行，如遇有重大政策變化、規(guī)則調整的，可視情況組織經營主體重新簽訂批發(fā)、零售合同。

（四）其他未盡事宜遵照相關政策規(guī)定執(zhí)行。

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附件：1.2026年海南省參與電力市場核電發(fā)電企業(yè)分月優(yōu)先電量及市場電量上限表

??????2.海南電力市場售電公司與電力用戶零售交易合同（范本）

海南省發(fā)展和改革委員會

2025年12月20日????

（此件主動公開）