储能与电力市场获悉，7月15日，海南电力交易中心会同有关单位研究编制的《海南省增量新能源项目可持续发展价格结算机制竞价实施细则（公开征求意见稿）》，海南电网公司研究编制的《海南省新能源可持续发展价格结算机制差价结算实施细则（公开征求意见稿）》公开征求意见。
其中《海南省增量新能源项目可持续发展价格结算机制竞价实施细则（公开征求意见稿）》（以下简称“增量新能源结算细则”）表示全面衔接非水可再生能源消纳责任权重完成情况、用户承受能力等要求，合理确定机制电量规模及比例。
鼓励新能源项目积极参与竞价，在合理范围内自主报价，充分发挥市场竞争作用，促使机制电价合理反映新能源项目建设成本、市场供需状况以及行业发展趋势，优化新能源产业资源配置。
增量新能源结算细则适用于2025年6月1日及以后投产的且未纳入机制执行范围的新能源项目（风电、太阳能发电项目，下同）。
2025年6月1日前已明确电价的光热项目、竞争性配置的海上风电项目，不纳入机制电价竞价主体范围。
投产时间认定：
竞价相关内容如下：
【竞价申报】申报价格单位为“元/千瓦时”，保留小数点后面4位，含增值税。
【发布竞价通知】内容主要包括：竞价申报主体范围、竞价电量规模、竞价项目分类、各类型新能源项目近一年平均利用小时数、执行期限、申报电量比例上限、竞价上下限、申报充足率等相关事项。
【交易申报】参与竞价主体在申报时间窗口内，在交易系统开展竞价申报。竞价采用一段式申报，申报信息包括机制电量比例、机制价格。
【交易统一出清】申报结束后，交易中心按照竞价分类场次分别开展统一出清。根据新能源项目容量及近一年同类型项目平均利用小时数，将竞价主体的申报比例折算为电量绝对值，按照价格优先、时间优先的原则对主体的申报进行排序，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，机制电价按入选项目最高报价确定。
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海南省发展改革委负责建立健全新能源可持续发展价格结算机制，确定增量项目机制电量规模及比例、机制电价上下限、机制电价执行期限等机制电价竞价的有关参数。
国家能源局南方监管局负责市场运行、竞价秩序监管。
海南电网公司负责做好已投产新能源项目管理、购售电合同（含差价结算条款）签订、机制电价电费结算等工作，向交易中心提供竞价交易必要的新能源项目信息。
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，及时向海南电网公司提供辖区内新能源项目基础档案信息。
交易中心负责按照本细则，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，并通过技术支持系统开展市场登记、交易组织、信息发布等工作。
《海南省新能源可持续发展价格结算机制差价结算实施细则（公开征求意见稿）》（以下简称“差价结算细则”）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。
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）
市场交易均价
电力现货市场未连续运行时，市场交易均价根据海南省同类（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。
电力现货市场连续运行时，市场交易均价根据海南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）。
月度机制电量规模
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。
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。
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。
发生以下情况之一的，则执行强制退出：
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。
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%。
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