海南省发展和改革委员会关于公开征求《关于2026年海南电力市场化交易有关事项的补充通知（征求意见稿）》意见的通知

国家发展和改革委员会文件

附件。 省级价格主管部门要精心组织、周密安排，密切监测输配电价 执行情况，发现问题及时报告我委（价格司）。电网企业要按照相

关要求，严格执行本通知核定的输配电价，对各电压等级的资产、

费用、收入、输配售电量、负荷、用户报装容量、线损率、投资计划完

成进度等与输配电价相关的基础数据进行统计归集，每年5月底

前报我委（价格司）和省级价格主管部门。

附件：1. 省级电网输配电价表 2．第四监管周期区域电网输电价格表

2026年7月8日

容量电价（元/千伏安•月）220千伏及以上28.0注：1.工商业用电指除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电，执行上述输配电价表。居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。

35~110千伏30.0

容（需）量电价1~10（20）千伏33.0

需量电价（元/千瓦•月）1~10 （20）|35-110 | 220 千伏及以上45.04.因省间互济等因素临时送省外电量，送出省输电价格按每千瓦时 0.03元（含税）执行，不计线损。

北京电网输配电价表千伏48.0 千伏52.02.表中各电价含增值税、区域电网容量电费、对居民和农业用户的基期交叉补贴。—3 — 3.上网环节线损费用在输配电价外单列，省内上网环节线损率为 3.11%。 220 千伏及以上0.20000.1500

电量电价（元/千瓦时）35~110千伏0.25000.1650

I~10 （20）千伏0.31000.2050

不满1千伏0.3800

用电分类单一制两部制 附件1工商业用电

220千伏及以上23.0注：1.工商业用电指除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电，执行上述输配电价表。居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。

容量电价（元/千伏安•月）千伏25.0 千伏25.0 1~10（20）千伏27.0 容（需）量电价1千伏27.0

220 千伏及以上36.84.因省间互济等因素临时送省外电量，送出省输电价格按每千瓦时0.03元（含税）执行，不计线损。

需量电价（元/千瓦•月）110千伏40.0

天津电网输配电价表35干伏40.02.表中各电价含增值税、区域电网容量电费、对居民和农业用户的基期交叉补贴。 1~10（20）干伏43.2-4 — 不满1千伏43.23.上网环节线损费用在输配电价外单列，省内上网环节线损率为 2.54%。

220千伏及以上工商业 单一制 0.2836 02507 0.1864 0.15340.1315两部制 02158 0.1631 0.1402 0.1264 0.1052

电量电价（元/千瓦时）110千伏

干伏

1~10（20）千伏

不满1千伏

用电分类 工商业用电

220 千伏及以上19.0注：1.工商业用电指除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电，执行上述输配电价表。居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。 容量电价（元/千伏安．月） 110千伏20.0 35千伏21.0 1~10（20）千伏22.0 容（需）量电价不满1千伏23.0

220千伏及以上30.44.因省间互济等因素临时送省外电量，送出省输电价格按每千瓦时0.03元（含税）执行，不计线损。

河北电网输配电价表需量电价（元/千瓦•月）110千伏32.0 35千伏33.62.表中各电价含增值税、区域电网容量电费、对居民和农业用户的基期交叉补贴。 1~10（20）千伏35.2 不满1千伏36.83.上网环节线损费用在输配电价外单列，省内上网环节线损率为 4.08%。 220千伏及以上0.11500.0726

电量电价（元/千瓦时）110千伏0.14000.0976 千伏0.16500.1226 1~10（20）千伏0.19000.1476 不满1千伏0.21500.1726

用电分类单一制两部制 工商业用电

220千伏及以上20.6注：1.工商业用电指除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电，执行上述输配电价表。居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。4.外送电送出省输电价格为每千瓦时 0.0238元（含税、不含线损，适用于冀北电网外送新能源电量和外送京津唐区域外火电电量），送省外上网环 容量电价（元/千伏安．月）110千伏21.6 35千伏22.6 1~10（20）千伏23.6 容（需）量电价不满1千伏24.6 220千伏及以上33.0

冀北电网输配电价表需量电价（元/千瓦．月）110千伏34.6

1~1035（20）千伏千伏37.836.22.表中各电价含增值税、区域电网容量电费、对居民和农业用户的基期交叉补贴。3.上网环节线损费用在输配电价外单列，省内上网环节线损率为2.87%。—6 —

不满1千伏39.4 220 千伏及以上0.10230.0705

电量电价（元/千瓦时）110千伏0.11430.0925 千伏0.13630.1145 1~10（20）千伏0.15830.1365 不满1千伏0.18030.1585节线损率为 0.94%。 用电分类单一制两部制 工商业用电

容量电价（元/千伏安 月）220千伏及以上18.8注：1.工商业用电指除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电，执行上述输配电价表。居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。 110千伏19.8 千伏21.3 容（需）量电价1~10（20）千伏218

需量电价（元/千瓦．月）220千伏及以上30.04.外送电送出省输电价格为每千瓦时 0.0217元（含税、不含线损），送省外上网环节线损率为 0.19%。 千伏31.6 山西电网输配电价表千伏34.02.表中各电价含增值税、区域电网容量电费、对居民和农业用户的基期交叉补贴。 1~10（20）千伏34.83.上网环节线损费用在输配电价外单列，省内上网环节线损率为3.52%。—7-

220 千伏及以上0.11720.0290

电量电价（元/千瓦时）110千伏0.12220.0490 千伏0.13220.0740 1~10（20）千伏0.14720.1040 1千伏0.1672 用电分类单一制两部制 工商业用电

220 千伏及以上19.5注：1.工商业用电指除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电，执行上述输配电价表。居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。 容量电价（元/千伏安•月）19.5 20.5 20.5 容（需）量电价1千伏21.5 220千伏及以上31.24.外送电送出省输电价格为每千瓦时 0.0268元（含税、不含线损），送省外上网环节线损率为0.71%。 蒙东电网输配电价表需量电价（元/千瓦•月）31.2

（20）32.832.82.表中谷电价含增僼税、区域电网容量电费、对居民和农业用户的基期交叉补贴。3.上网环节线损费用在输配电价外单列，省内上网环节线损率为 6.41%。—8！

220千伏及以上0.14010.0601 电量电价（元/千瓦时）0.17320.0870 0.24990.1080 0.3732 0.33560.1738 0.1346 1千伏 用电分类单一制两部制 工商业用电

220千伏及以上19.5注：1.工商业用电指除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电，执行上述输配电价表。居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。4.外送电送出省输电价格为每千瓦时0.03元（含税、不含线损），送省外上网环节线损率为0.18%。为做好与现行外送电输电价格衔接，蒙西电网送

容量电价（元/千伏安•月）110千伏19.5

35千伏20.5 1~10（20）千伏20.5 容（需）量电价不满21.5

220 千伏31.2

需量电价（元/千瓦．月）110千伏31.2 蒙西电网输配电价表35千伏32.82.表中各电价含增值税、区域电网容量电费、对居民和农业用户的基期交叉补贴。 1~10（20）千伏32.8—9 - 不满1千伏34.43.上网环节线损费用在输配电价外单列，省内上网环节线损率为 2.81%。

220 千伏及以上0.09200.0429

电量电价（元/千瓦时）110千伏0.10290.0520 35千伏0.1561 0.1289 0.11290.0637华北电网电量输电价格按现行模式执行。

1~10（20）千伏0.0787 不满1千伏0.0876

用电分类单一制两部制

工商业用电

容量电价（元/千伏安•月）220千伏 10（20）千伏|110 （66）| 220 千伏及以上22.0注：1.工商业用电指除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电，执行上述输配电价表。居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。

千伏23.0

容（需）量电价及以下24.0

器量电价（元/千瓦•月）及以上35.24.外送电送出省输电价格为每千瓦时 0.0259元（含税、不含线损），送省外上网环节线损率为0.69%。

辽宁电网输配电价表110 （66）千伏36.8

10（20）千伏及以下38.42.表中各电价含增值税、区域电网容量电费、对居民和农业用户的基期交叉补贴。3.上网环节线损费用在输配电价外单列，省内上网环节线损率为3.78%。— 10 —

220千伏及以上0.14100.0571

电量电价（元/千瓦时）1~10 （20） 110 （66）千伏0.18810.0840

千伏0.21190.1053

不满1千伏0.23300.1182

用电分类单一制两部制 工商业用电

容量电价（元/千伏安．月）220千伏及以上23.0注：1.工商业用电指除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电，执行上述输配电价表。居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。 不满11~10 （20）|110（66） 220千伏 1-10 （20）「 110 （66）| 220千伏 1~10（20）| 110（66）| 千伏23.0

容（需）量电价千伏24.0

需量电价（元/千瓦．月）及以上36.84.外送电送出省输电价格为每千瓦时 0.0251元（含税、不含线损），送省外上网环节线损率为 0.45%。

吉林电网输配电价表千伏36.8 2.表中各电价含增值税、区域电网容量电费、对居民和农业用户的基期交叉补贴。—11 — 千伏38.43.上网环节线损费用在输配电价外单列，省内上网环节线损率为 5.17%。 及以上022700.1113

电量电价（元/千瓦时）千伏0.24700.1213

千伏0.25700.1513

1千伏0.2870

用电分类单一制两部制 工商业用电

容量电价（元/千伏安•月）220千伏及以上22.0注：1.工商业用电指除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电，执行上述输配电价表。居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。 110（66）千伏22.0 千伏23.0 容（需）量电价1~10（20）千伏23.0

需量电价（元/千瓦．月）220 千伏及以上35.24.外送电送出省输电价格为每千瓦时 0.0235元（含税、不含线损），送省外上网环节线损率为 1.54%。 黑龙江电网输配电价表110（66）千伏35.2 千伏36.82.表中各电价含增值税、区域电网容量电费、对居民和农业用户的基期交叉补贴。— 12 — （20）干伏36.83.上网环节线损费用在输配电价外单列，省内上网环节线损率为6.46%。 110（66）220 千伏及以上0.22600.0763

电量电价（元/千瓦时）千伏0.24100.1026 千伏0.26200.1171 1~10（20）千伏0.27260.1385 不满1千伏0.2828 用电分类单一制两部制 工商业用电

220 千伏及以上22.0注：1.工商业用电指除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电，执行上述输配电价表。居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。 容量电价（元/千伏安•月）110千伏24.0 千伏26.0 1~10（20）千伏28.0 容（需）量电价不满1千伏30.0 220 千伏及以上35.24.因省间互济等因素临时送省外电量，送出省输电价格按每千瓦时 0.03元（含税）执行，不计线损。 需量电价（元/千瓦•月）110千伏38.4

上海电网输配电价表1~1035（20）千伏千伏41.644.82.表中各电价含增值税、区域电网容量电费、对居民和农业用户的基期交叉补贴。— 13 —

不满1千伏48.03.上网环节线损费用在输配电价外单列，省内上网环节线损率为2.61%。 220千伏及以上0.10760.0851

电量电价（元/千瓦时）110千伏0.16560.0953 0.19890.1268 1~10（20）干伏0.24460.1623 不满1千伏0.28910.1781

用电分类单一制两部制 工商业用电

220千伏及以上S1.2 48.0 44.8 41.6 32.0 30.0 28.0 26.0注：1.工商业用电指除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电，执行上述输配电价表。居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。 容量电价（元/千伏安•月） 110千伏 千伏 容（需）量电价1~10（20）千伏

需量电价（元/千瓦．月）220千伏及以上4.因省间互济等因素临时送省外电量，送出省输电价格按每千瓦时0.03元（含税）执行，不计线损。 110千伏 江苏电网输配电价表35千伏2.表中各电价含增值税、区域电网容量电费、对居民和农业用户的基期交叉补贴。 1~10 （20）千伏3.上网环节线损费用在输配电价外单列，省内上网环节线损率为 2.83%。— 14 —

220 千伏及以上0.13510.0518

电量电价（元/千瓦时）110千伏0.16210.1048 0.0788 千伏0.1881 1~10（20）千伏0.21310.1298

不满1千伏0.2391 用电分类单一制两部制 工商业用电

220千伏及以上23.5注：1.工商业用电指除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电，执行上述输配电价表。居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。 容量电价（元/千伏安•月） 25.5 千伏27.5 容（需）量电价1~10 （20）千伏29.5

需量电价（元/千瓦．月）220 千伏及以上37.64.因省间互济等因素临时送省外电量，送出省输电价格按每千瓦时 0.03元（含税）执行，不计线损。 干伏40.8

浙江电网输配电价表1~10（20）千伏干伏44.047.22.表中各电价含增值税、区域电网容量电费、对居民和农业用户的基期交叉补贴。3.上网环节线损费用在输配电价外单列，省内上网环节线损率为3.07%。— 15—

220千伏及以上0.13500.0663

电量电价（元/千瓦时）110千伏0.1700 0.15000.0895 0.0767 35千伏 1~10（20）千伏0.21140.1250

不满1千伏0.2412 用电分类单一制两部制 工商业用电

容量电价（元/千伏安•月）220千伏及以上24.0注：1.工商业用电指除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电，执行上述输配电价表。居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。 25.5 千伏27.0 容（需）量电价1~10（20）29.0

需量电价（元/千瓦•月）220 千伏及以上38.44.因省间互济等因素临时送省外电量，送出省输电价格按每千瓦时0.03元（含税）执行，不计线损。 千伏40.8 安徽电网输配电价表千伏43.2 1~10 （20）千伏46.42.表中各电价含增值税、区域电网容量电费、对居民和农业用户的基期交叉补贴。3.上网环节线损费用在输配电价外单列，省内上网环节线损率为3.90%。—-16 -—

220千伏及以上0.10440.0548

电量电价（元/千瓦时）千伏0.13440.0809 千伏0.15740.1070 1~10（20）千伏0.17940.1324

不满1千伏0.2014 用电分类单一制两部制 工商业用电

容量电价（元/千伏安•月）220 千伏及以上23.1注：1.工商业用电指除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电，执行上述输配电价表。居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。 110千伏23.8 35千伏24.4 容（需）量电价1~10（20）千伏25.0

需量电价（元/千瓦．月）220千伏及以上37.02.表中各电价含增值税、区域电网容量电费、闽粤联网工程容量电费、对居民和农业用户的基期交叉补贴。4.外送电送出省输电价格为每千瓦时 0.0220元（含税、不含线损），送省外上网环节线损率为 1.10%。 千伏38.0 福建电网输配电价表千伏39.0 1~10（20）千伏40.03.上网环节线损费用在输配电价外单列，省内上网环节线损率为3.37%。— 17 —

220千伏及以上0.08830.0462

电量电价（元/千瓦时）110千伏0.12330.0769 35千伏0.14330.1019 1~10（20）千伏0.16330.1219

不满1千伏0.1833 用电分类单一制两部制 工商业用电

容量电价（元/千伏安．月）220千伏及以上23.4注：1.工商业用电指除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电，执行上述输配电价表。居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。 24.4 25.4 容（需）量电价1~10（20）26.4

需量电价（元/千瓦•月）220千伏及以上37.54.因省间互济等因素临时送省外电量，送出省输电价格按每干瓦时 0.03元（含税）执行，不计线损。 39.1 江西电网输配电价表40.62.表中各电价含增值税、区域电网容量电费、对居民和农业用户的基期交叉补贴。 1~10（20）42.3— 18- 3.上网环节线损费用在输配电价外单列，省内上网环节线损率为3.68%。 220千伏及以上0.11660.0935

电量电价（元/千瓦时）0.1316 千伏0.1516 1~10（20）千伏0.17160.1485

不满1千伏0.1916 用电分类单一制两部制 工商业用电

容量电价（元/千伏安•月）220千伏及以上20.0注：1.工商业用电指除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电，执行上述输配电价表。居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。 22.5 22.5 容（需）量电价1~10（20）25.0

需量电价（元/千瓦．月）220千伏及以上32.04.因省间互济等因素临时送省外电量，送出省输电价格按每千瓦时0.03元（含税）执行，不计线损。 36.0 山东电网输配电价表36.0 1~10（20）40.02.表中各电价含增值税、区域电网容量电费、对居民和农业用户的基期交叉补贴。— 19 — 3.上网环节线损费用在输配电价外单列，省内上网环节线损率为3.07%。 220千伏及以上0.17210.0890 电量电价（元/千瓦时）0.18910,1060 0.20610.1230 1~10（20）0.22310.1400

不满1 千伏0.2401 用电分类单一制两部制 工商业用电

220 千伏及以上19.0注：1.工商业用电指除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电，执行上述输配电价表。居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。 容量电价（元/千伏安．月） 110千伏21.0 千伏23.0 容（需）量电价1~10（20）千伏25.0

220 千伏及以上30.44.外送电送出省输电价格为每千瓦时 0.0255元（含税、不含线损），送省外上网环节线损率为 0.57%。 需量电价（元/千瓦•月）110千伏33.6

河南电网输配电价表1~10 （20）千伏36.82.表中各电价含增值税、区域电网容量电费、对居民和农业用户的基期交叉补贴。— 20— 千伏40.03.上网环节线损费用在输配电价外单列，省内上网环节线损率为 4.82%。 220千伏及以上0.10000.0980

电量电价（元/千瓦时）110千伏0.11450.1125 千伏0.14120.1392 1~10（20）千伏0.16800.1655

不满1千伏0.1955 用电分类单一制两部制 工商业用电

220千伏及以上24.4注：1.工商业用电指除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电，执行上述输配电价表。居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。 容量电价（元/千伏安•月） 千伏24.4 千伏26.3 容（需）量电价1~10（20）千伏26.3

需量电价（元/千瓦．月）220千伏手状 干伏发以生39.04.外送电送出省输电价格为每千瓦时 0.0328元（含税、不含线损），送省外上网环节线损率为 0.82%。

湖北电网输配电价表11039.0 1~10 （20）3542.02.表中各电价含增值税、区域电网容量电费、对居民和农业用户的基期交叉补贴。—21— 千伏42.03.上网环节线损费用在输配电价外单列，省内上网环节线损率为 4.55%。 220 千伏及以上0.13030.0694

电量电价（元/千瓦时）110千伏0.15030.0884 千伏0.17030.1065 1~10（20）千伏0.19030.1263

不满1千伏0.2103 用电分类单一制两部制 工商业用电

220 千伏及以上20.1注：1.工商业用电指除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电，执行上述输配电价表。居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。 容量电价（元/千伏安•月） 千伏20.1 千伏22.1 容（需）量电价千伏22.1 220 千伏及以上32.24.外送电送出省输电价格为每千瓦时 0.0240元（含税、不含线损），送省外上网环节线损率为 0.88%。 需量电价（元/千瓦．月） 湖南电网输配电价表110千伏32.2 35干伏35.42.表中各电价含增值税、区域电网容量电费、对居民和农业用户的基期交叉补贴。— 22 — 1~10千伏35.43.上网环节线损费用在输配电价外单列，省内上网环节线损率为 4.95%。 220千伏及以上0.18090.0852

电量电价（元/千瓦时）110千伏0.20090.1104 35千伏0.22090.1394 1~10千伏0.24090.1694 不满1千伏0.2609 用电分类单一制两部制 工商业用电

容量电价（元/千伏安．月）220千伏及以上16.3注：1.工商业用电指除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电，执行上述输配电价表。居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。2.表中为广东电网（不含深圳）的平均输配电价，含增值税、闽粤联网工程容置电费、海南联网工程容量电费、对居民和农业用户的基期交叉补贴。

35~110千伏19.4

容（需）量电价1~10（20）千伏22.6

需量电价（元/千瓦．月）220千伏及以上26.15.因省间互济等因素临时送省外电量，送出省输电价格按每千瓦时0.03元（含税）执行，不计线损。

广东电网输配电价表35~110千伏31.03.海南联网工程输电价格实行单一容量电价制，容量电费暂按每年3.67 亿元（含税）执行。

1~10 （20）千伏36.1- 23— 4.上网环节线损费用在输配电价外单列，省内上网环节线损率为3.31%。 220千伏及以上0.09130.0449

电量电价（元/千瓦时）35~110千伏0.12820.0727 具体输配电价由广东省发展改革委另行公布。 1~10（20）千伏0.17080.0979

不满1千伏0.1957

用电分类单一制两部制 工商业用电

容（需）量电价容量电价（元/千瓦•月）（元/千伏安•月）22.032.0注：1.工商业用电指除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电，执行上述输配电价表。居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。

需量电价46.042.0

110千伏 220 千伏及以上0.13040.11040.08040.06040.1635

0.15540.13540.10540.08540.18855.深圳电网两部制输配电价执行方式、与负荷率挂钩的需量电价激励约束机制按照现行政策执行。

深圳电网输配电价表电量电价（元/千瓦时）20千伏0.17440.15440.12440.10440.20752.表中各电价含增值税、对居民和农业用户的基期交叉补贴、上网环节线损费用。4.3001 千伏安及以上的工商业用户可选择执行第一类用电或第二类用电类别。— 24 - 10千伏高供低计（380V/220V 计量） 0.20540.18540.15540.13540.2385

10千伏高供高计0.18040.16040.13040.11040.2135 每月每千伏安用电250千瓦时及以下每月每千伏安用电250千瓦时以上每月每千瓦用电每月每千瓦用电400 千瓦时以上（100千伏安及以下和公变接入用电）

用电分类三、工商业用电3.上网环节线损率为 2.11%。 一、工商业用电（101 至3000千伏安）二、工商业用电（3001 千伏安及以上）

220千伏20.0注：1.工商业用电指除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电，执行上述输配电价表。居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。 容量电价（元/千伏安•月） 千伏21.4 千伏233 容（需）量电价1~10（20）千伏24.2

需量电价（元/千瓦•月）220千伏32.04.外送电送出省输电价格为每千瓦时 0.0180元（含税、不含线损），送省外上网环节线损率为 0.52%。 千伏34.2 广西电网输配电价表千伏37.3 1~10（20）千伏38.73.上网环节线损费用在输配电价外单列，省内上网环节线损率为 4.67%。— 25 —

220千伏及以上0.08430.02932.表中各电价含增值税、对居民和农业用户的基期交叉补贴。 电量电价（元/千瓦时）110千伏0.11990.0777 干伏0.22960.1054 1~10（20）千伏0.24710.1476

不满1千伏0.2606 用电分类单一制两部制 工商业用电

容量电价（元/千伏安．月）220 千伏及以上20.0注：1.工商业用电指除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电，执行上述输配电价表。居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。 千伏22.0 千伏24.0 容（需）量电价1~10（20）千伏26.0

220 千伏及以上32.0 需量电价（元/千瓦．月）5.因省间互济等因素临时送省外电量，送出省输电价格按每千瓦时0.03元（含税）执行，不计线损。 海南电网输配电价表11035千伏千伏35.238.42.表中各电价含增值税、海南联网工程容量电费、对居民和农业用户的基期交叉补贴。3.海南联网工程输电价格实行单一容量电价制，容量电费暂按每年3.67 亿元（含税）执行。

1~10（20）千伏41.64.上网环节线损费用在输配电价外单列，省内上网环节线损率为 5.37%。—26 220千伏及以上0.17480.0702

电量电价（元/千瓦时）110干伏0.18930.0993 35干伏0.21030.1180 1~10（20）千伏0.23240.1348

不满1千伏0.2553 用电分类单一制两部制 工商业用电

220千伏及以上20.0注：1.工商业用电指除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电，执行上述输配电价表。居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。 容量电价（元/千伏安．月）20.0

22.0 容（需）量电价1~10（20）22.0

需量电价（元/千瓦．月）220 千伏及以上32.04.外送电送出省输电价格为每千瓦时 0.0216元（含税、不含线损），送省外上网环节线损率为 0.85%。 千伏32.0

重庆电网输配电价表1~10（20）千伏35.235.22.表中各电价含增值税、区域电网容量电费、对居民和农业用户的基期交叉补贴。3.上网环节线损费用在输配电价外单列，省内上网环节线损率为4.18%。— 27 -

220 千伏及以上0.16470.0868

电量电价（元/千瓦时）千伏0.17960.1062 0.19480.1256 1~10（20）0.21490.1515 1千伏0.2352 用电分类单一制两部制 工商业用电

容量电价（元/千伏安．月）220千伏及以上15.0注：1.工商业用电指除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电，执行上述输配电价表。居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。4.外送电送出省输电价格为每千瓦时 0.035元（含税、不含线损），送省外上网环节线损率为 0.99%。为做好与现行外送电输电价格衔接，向家坝、溪洛渡左岸、白鹤滩水电站年度合计1044亿千瓦时以内的外送电量，送出省输电价格为每干瓦时0.0232元（含税），不计线损；苏洼龙、巴塘水电站年度47亿千瓦时以内的外送电量，送出省输电价格为每千瓦时0.03元（含税），不计线损；锦屏官地（送江苏）、锦屏官地（送童庆）、长海、二滩水电站年度301亿、100亿、64亿、46亿千瓦时以内的外送电量，送出省输电价格分别为每千瓦时 0.0304元、0.0144元、0.03元、0.043元（含 110千伏17.0 千伏19.0 容（需）量电价1~10（20）千伏22.0

220千伏及以上24.0 需量电价（元/千瓦•月）110千伏27.0

四川电网输配电价表1~10（20）35千伏千伏35.030.02.表中各电价含增值税、区域电网容量电费、对居民和农业用户的基期交叉补贴。3.上网环节线损费用在输配电价外单列，省内上网环节线损率为5.64%。—28-

220千伏及以上0.09340.0466

电量电价（元/千瓦时）110千伏0.11260.0644 35千伏0.19920.1125 1~10（20）千伏0.22990.1391

不满1千伏0.2563税），不计线损。 用电分类单一制两部制 工商业用电

容量电价（元/千伏安•月）220千伏及以上18.8注：1.工商业用电指除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电，执行上述输配电价表。居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。 110千伏19.4 千伏20.6 容（需）量电价1~10（20）千伏21.9

需量电价（元/千瓦•月）220千伏及以上30.04.外送电送出省输电价格为每千瓦时 0.0302 元（含税、不含线损），送省外上网环节线损率为1.13%。 110千伏31.0 贵州电网输配电价表千伏33.0 1~10（20）千伏35.03.上网环节线损费用在输配电价外单列，省内上网环节线损率为 4.50%。— 29 —

220千伏及以上0.10800.04682.表中各电价含增值税、对居民和农业用户的基期交叉补贴。 电量电价（元/千瓦时）110千伏0.14580.0720 35千伏0.17630.1097 1~10（20）千伏0.20240.1238

不满1千伏0.2154 用电分类单一制两部制 工商业用电

容量电价（元/千伏安．月）220千伏及以上22.5注：1.工商业用电指除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电，执行上述输配电价表。居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。4.外送电送出省输电价格为每千瓦时 0.0478元（含税、不含线损），送省外上网环节线损率为1.47%。为做好与现行外送电输电价格衔接，溪洛渡右岸、乌东德水电站年度合计566亿千瓦时以内的外送电量，送出省输电价格为每干瓦时 0.0253元（含税），不计线损；澜上水电站年度200亿千瓦时以内的外送电量，送出省输电价格为每千瓦时 0.035元（含税），不计线损；澜上（年度外送电量中200亿千瓦时以上部分）、小湾、糯扎渡、景洪、功果桥和龙开口水电站年度合计293亿千瓦时以内的外送电量，送出省输电价格为每千瓦时 0.0473元（含税、不含线损），送省外上网环节线

110千伏22.5 35千伏23.5 容（需）量电价1~10（20）千伏23.5

220 千伏及以上36.0 需量电价（元/千瓦．月） 110千伏36.0 云南电网输配电价表35千伏37.6 1~10（20）干伏37.63.上网环节线损费用在输配电价外单列，省内上网环节线损率为 4.24%。— 30 —

220千伏及以上0.10590.04752.表中各电价含增值税、对居民和农业用户的基期交叉补贴。 电量电价（元/千瓦时）千伏0.13050.0683 千伏0.14200.0995 1~10（20）千伏0.15200.1246

不满1千伏0.1620 用电分类单一制两部制损率为 1.47%。 工商业用电

容量电价（元/千伏安•月）220千伏及以上20.5注：1.工商业用电指除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电，执行上述输配电价表。居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。 110千伏20.5 千伏23.5 容（需）量电价1~10（20）千伏23.5

陕西电网（不含榆林地区）输配电价表需量电价（元/千瓦•月）220 千伏及以上32.84.外送电送出省输电价格为每千瓦时0.0348元（含税、不含线损），送省外上网环节线损率为 0.59%。 110千伏32.8

1~10（20）35千伏千伏37.637.62.表中各电价含增值税、区域电网容量电费、对居民和农业用户的基期交叉补贴。3.上网环节线损费用在输配电价外单列，省内上网环节线损率为 4.24%。— 31-

220 千伏及以上0.14820.0731 电量电价（元/千瓦时）千伏0.16020.0861 35千伏0.18670.1061 1~10（20）千伏0.20820.1271

不满1千伏0.2297

用电分类一般工商业用电（单一制）大工业用电（两部制）

容量电价（元/千伏安．月）220千伏及以上0.083 0.0873 0.0673 0.0543 37.6 37.6 32.8 328 235 235 205 205注：1.工商业用电指除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电，执行上述输配电价表。居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。

容（需）量电价1~10（20）千伏

陕西电网（榆林地区）输配电价表需量电价（元/千瓦．月）220千伏及以上千伏4.外送电送出省输电价格为每千瓦时 0.0348 元（含税、不含线损），送省外上网环节线损率为 0.59%。

1~10（20）千伏千伏2.表中各电价含增值税、区域电网容量电费、对居民和农业用户的基期交叉补贴。3.上网环节线损费用在输配电价外单列，省内上网环节线损率为 4.24%。— 32 — 220 千伏及以上0.1482 电量电价（元/千瓦时）千伏0.1602 干伏0.1867 1~10（20）千伏0.2082 不满1千伏0.2297 用电分类一般工商业用电（单一制）大工业用电（两部制）

220千伏及以上20.5注：1.工商业用电指除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电，执行上述输配电价表。居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。 容量电价（元/千伏安•月） 千伏20.5 千伏23.0 容（需）量电价1~10（20）千伏24.0

需量电价（元/千瓦•月）220 千伏及以上32.84.外送电送出省输电价格为每千瓦时 0.0280元（含税、不含线损），送省外上网环节线损率为1.01%。 110千伏32.8

甘肃电网输配电价表1~10（20）35千伏千伏36.838.42.表中各电价含增值税、区域电网容量电费、对居民和农业用户的基期交叉补贴。3.上网环节线损费用在输配电价外单列，省内上网环节线损率为2.31%。— 33 —

220千伏及以上0.11340.0693

电量电价（元/千瓦时）110干伏0.12510.0799 千伏0.25450.0923 1~10（20）千伏0.27450.1063

不满1千伏0.294S 用电分类单一制两部制 工商业用电

220千伏及以上352 33.6 32.8 312 22.0 210 205 19.5注：1.工商业用电指除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电，执行上述输配电价表。居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。 容量电价（元/千伏安•月） 110千伏 千伏 容（需）量电价1~10（20）千伏

需量电价（元/千瓦•月）220 千伏及以上4.外送电送出省输电价格为每千瓦时 0.0339元（含税、不含线损），送省外上网环节线损率为 1.39%。 青海电网输配电价表110千伏

1~10（20）千伏千伏2.表中各电价含增值税、区域电网容量电费、对居民和农业用户的基期交叉补贴。— 34 — 3.上网环节线损费用在输配电价外单列，省内上网环节线损率为2.90%。 220 千伏及以上0.10730.0600

电量电价（元/千瓦时）110千伏0.11330.0711 千伏0.18060.0811 1~10（20）千伏0.18660.0871 不满1千伏0.1926 用电分类单一制两部制 工商业用电

220 千伏及以上16.0注：1.工商业用电指除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电，执行上述输配电价表。居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。 容量电价（元/千伏安•月） 110千伏16.0 千伏18.0 容（需）量电价1~10（20）千伏18.0

需量电价（元/千瓦．月）220 千伏及以上25.64.外送电送出省输电价格为每干瓦时 0.0250元（含税、不含线损），送省外上网环节线损率为 0.50%。 宁夏电网输配电价表110千伏25.6

1~10（20）千伏千伏28.828.82.表中各电价含增值税、区域电网容量电费、对居民和农业用户的基期交叉补贴。3.上网环节线损费用在输配电价外单列，省内上网环节线损率为2.58%。— 35 —

220千伏及以上0.07630.0491

电量电价（元/千瓦时）110千伏0.10340.0567 千伏0.14310.0749 1~10（20）千伏0.16310.0903

不满1千伏0.1841 用电分类单一制两部制 工商业用电

220千伏及以上19.0注：1.工商业用电指除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电，执行上述输配电价表。居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。 容量电价（元/千伏安•月） 千伏19.0 千伏20.0 容（需）量电价1~10（20）干伏20.0

需量电价（元/千瓦•月）220千伏及以上30.44.外送电送出省输电价格为每千瓦时 0.0343元（含税、不含线损），送省外上网环节线损率为 0.27%。 新疆电网输配电价表千伏30.4

1~10（20）千伏千伏32.032.02.表中各电价含增值税、区域电网容量电费、对居民和农业用户的基期交叉补贴。3.上网环节线损费用在输配电价外单列，省内上网环节线损率为3.45%。—36 —

220千伏及以上0.10590.0485 电量电价（元/千瓦时）千伏0.12210.0808 0.15660.1098 1~10（20）千伏0.16060.1202

不满1千伏0.1636 用电分类单-制两部制 工商业用电

附件2

第四监管周期区域电网输电价格表

单位：元/千瓦时

容量电价 区域电量电价 单位水平

北京0.0135

天津0.0135

冀北0.0060 华北0.0108 河北0.0055

山西0.0016

山东0.0031

上海ES000

江苏L200'0

华东0.0092浙江0.0033

安徽0$000

福建0.0013

湖北0.0039

湖南0.0041

河南0.0025

华中0.0256江西0.0023

四川0.0016

重庆0.0038

西藏0.0024

容量电价 区域电量电价 单位水平

辽宁0.0048

吉林0.0050 东北0.0164 黑龙江0.0044

蒙东0.0017

陕西0.0008

甘肃0.0029

西北0.0121青海0.0020

宁夏0.0012

新疆0.0009

注：1.表中电价含增值税，电量电价不含线损。

2.区域电网电量电价随区域电网实际交易结算电量收取，容量电价随各省级

电网销售电量（含市场化交易电量）收取。

3.区域电网容量电价作为上级电网分摊费用，通过省级电网输配电价回收。

4.京津唐电网范围内，位于北京、天津、河北境内的电厂参与京津唐地区交

易电量不纳入华北电网电量电费计收范围。

国家发展改革委办公厅2026年7月9日印发

---

海南省发展和改革委员会关于2026年海南电力市场化交易有关事项的补充通知

整体申报，申报项目须覆盖相应指南方向的全部考核指标。 （二）项目的组织实施应整合集成全国相关领域的优势创新团 队，聚焦指南任务，开展集成攻关。鼓励女性科研人员作为项目（课 题）负责人承担任务。 （三）项目申报评审具体工作流程如下： 1.项目申报。申报单位根据指南相关申报要求，通过国家科技 管理信息系统公共服务平台（http://service.most.gov.cn，以下简称国 科管系统）一次性提交项目申报材料，阐述说明申报项目的目标和 指标、创新思路、技术路线和研究基础等（申报材料具体要求详见 国科管系统）。从指南发布日到申报材料受理截止日不少于50天。 申报材料应包括相关协议和承诺。项目牵头申报单位应与所有 课题申报单位签署联合申报协议，并明确协议签署时间；项目牵头 申报单位、课题申报单位、项目负责人及课题负责人须签署诚信承 诺书，项目牵头申报单位及所有参与单位要落实《关于进一步加强 科研诚信建设的若干意见》《关于进一步弘扬科学家精神加强作风 和学风建设的意见》要求，加强对申报材料的审核把关，杜绝夸大 不实，甚至弄虚作假。 申报材料须经相关单位推荐。各推荐单位加强对所推荐项目申 报材料的审核把关，按时将推荐项目通过国科管系统统一报送。 2. 本重大专项由项目管理责任主体受理项目申报材料。项目管 理责任主体对受理的申报材料进行形式审查。为确保合理的竞争度， 若申报团队数量少于2个，该指南方向不启动后续项目评审立项程

序，择期重新研究发布指南。若申报团队数量低于拟立项数量3~4 倍的，项目管理责任主体可不组织首轮评审，直接将相关申报团队 纳入答辩评审环节。若申报团队数量高于拟立项数量3~4倍的，项 目管理责任主体可针对申报材料组织首轮评审，择优遴选出3~4倍 于拟立项数量的申报团队纳入答辩评审环节。 3. 项目管理责任主体组织进入答辩评审环节的申报团队进行答 辩评审，并根据专家评议情况择优立项。 二、组织申报的推荐单位 （一）国务院有关部门的科技主管司局； （二）各省、自治区、直辖市及新疆生产建设兵团能源主管部 门、科技厅（委、局）。 各推荐单位应在本单位职能和业务范围内推荐，并对所推荐项

目的真实性等负责。 三、申报资格要求 详见《智能电网国家科技重大专项基础支撑自主化关键技术公

开项目申报指南形式审查条件要求》。 四、具体申报方式 （一）网上填报。请各申报单位按要求通过国科管系统进行网 上填报。项目管理责任主体将以网上填报的申报材料作为后续形式 审查、项目评审的依据。申报材料中所需的附件材料，全部以电子 扫描件上传。 项目申报单位网上填报申报材料的受理时间为：2026年8月10

附件1

智能电网国家科技重大专项基础支撑 自主化关键技术公开项目申报指南

（仅国家科技管理信息系统注册用户登录可见）

根据智能电网国家科技重大专项（以下简称重大专项）实施 方案的部署，按照国家科技计划管理相关规定，现发布基础支撑

自主化关键技术公开项目申报指南。 本重大专项总体目标是：面向国家重大需求和世界科技前沿， 落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，创新一批智能电网 理论方法，攻克一批关键技术，研制一批核心装备，建设一批重 大示范工程，支撑我国新能源大规模开发和高效利用，满足人民 多元化的能源供应需求，深入推动能源革命，加快建设能源强国， 有力支撑“双碳”目标，保障能源安全供给。 基础支撑自主化关键技术公开项目申报指南部署由国家意 志主导、战略需求牵引，力争在事关国家安全和发展的战略必争 领域尽快形成新质生产力和核心竞争力，围绕电网柔性互联与安 全运行、智能电网基础支撑技术等2个技术方向，拟启动9项重 大技术装备类指南任务。项目牵头申报单位组织参与单位按照任 务需求编制项目预算申报书，并按指南要求的比例进行资金配套， 鼓励地方、金融资本及其他社会资本等投入，重大技术装备类项 目配套经费与国拨经费比例，原则上不低于3：1。对于通过答 辩评审的项目，如中央财政资金预算被评审核减，在签订任务合

同书时原承诺的其他来源资金总额不得減少。

项目统一按指南二级标题（如1.1）的研究方向申报。除特 别说明外，每个方向拟支持项目数为1~2项。申报项目的研究

内容必须涵盖二级标题下指南所列的全部研究内容和考核指标。 指南中“拟支持项目数为1~2项”是指：在同一研究方向下，当

出现申报项目评审结果前两位评价相近、技术路线明显不同的情

况时，可同时支持这2个项目。2个项目将采取分两个阶段支持

的方式。第一阶段完成后将对2个项目执行情况进行评估，根据

评估结果确定后续支持方式。 方向三：电网柔性互联与安全运行

3.1士800千伏换流变压器高端阀侧套管关键技术

研究内容：针对自主化士800千伏换流变压器高端阀侧套管 结构设计、材料性能与考核方法仍无法满足工程需求的问题，研

究自主化士800千伏换流变压器高端阀侧套管的设计、材料、工

艺和试验考核方面的关键技术，具体包括：复杂电压波形下胶浸 纸复合材料空间电荷行为特性与材料界面性能提升方法；交直流

复合应力下套管大尺寸胶浸纸电容芯体绝缘结构、表面性能、内

外绝缘及载流结构协同优化设计；换流变压器出线装置与阀侧套 管特性适配及性能提升技术；阀侧套管交直流复合应力等效带电

试验及状态评估技术；研制自主化士800千伏换流变压器高端阀

侧套管。 考核指标：提出不少于3类波形的复合电压下胶浸纸材料界

面性能提升方法；提出交直流复合电压下士800千伏阀侧套管芯

体内部胶浸纸复合材料5至120摄氏度的场强控制值；自主化的

一6一

士800千伏阀侧套管芯体固化成理后直径不小于500毫米，长度

不小于12 米；滑动载流连接结构1万次微动滑移后，不低于4000 安额定电流下热点温度不超过105摄氏度（空气中或六氟化硫

中）；提出考虑交直流复合应力运行工况的士800千伏换流变压

器高端阀侧套管性能评价方法以及交直流复合应力等效带电试 验技术方法；研制换流变压器阀侧套管，电压等级士800千伏，

额定电流不低于4000安，介质损耗因数（20摄氏度）不大于0.5%，

工频局部放电测量试验电压下局部放电量不大于10皮库。采用

进口材料研制的阀侧套管数量不少于2支，实现工程应用，应用 时间不少于18个月，18个月内故障次数不高于1次每支；采用

自主材料研制的阀侧套管数量不少于2支，实现等效带电试验考 核或示范应用并落实具体措施，带电时间不少于3个月。

项目类型：重大技术装备类/实施年限：4年

3.2220千伏大容量气体绝缘变压器关键技术 研究内容：针对大型城市核心区变电站防爆燃高安全、高负

荷密度供电等要求，研究220千伏大容量气体绝缘变压器关键技 术，具体包括：大容量气体绝缘变压器多物理场仿真与电场设计

准则及校核方法；气体绝缘变压器散热结构设计及优化方法；无

油式长寿命有载调压开关等大容量气体绝缘变压器关键部件研

制；大容量气体绝缘变压器制造工艺及变压器研制；大容量气体 变压器运行监测及工程示范应用。

考核指标：形成220千伏大容量气体绝缘变压器电场设计准 则与校核方法；变压器热点温度仿真值与样机实测值误差不大于

5%，样机绕组平均温升不大于75开、热点温升不大于90开；

无油式有载调压开关电气寿命不小于20万次操作；气体绝缘变

压器电压等级不小于220千伏，容量不小于180兆伏安，局部放

电量不大于50皮库，噪声水平不大于80分贝，气体纯缘变压器

通过型式试验；220千伏大容量气体绝缘变压器的年生产能力不 低于1吉伏安；形成大容量气体绝缘变压器技术标准；220千伏

大容量气体绝缘变压器工程示范应用不少于1台，示范应用时间

不少于6个月。

项目类型：重大技术装备类/实施年限：4年

3.3 交流特高压变电站无功补偿专用开关设备关键技术

研究内容：针对特高压电网频繁无功投切、核心装备断供风 险及关键部件自主化需求，开展交流特高压变电站145千伏无功

补偿专用开关设备自主化研制与示范应用，具体包括：高性能耐

烧蚀触头材料及工艺技术研究；灭弧室容性关合预击穿抑制、高 恢复电压条件下介质恢复特性技术研究；高稳定操动机构与自主

化高精度选相控制技术及装置研制；145千伏无功补偿专用开关

试验技术研究；145千伏无功补偿专用开关设备研制及交流特高

压工程示范应用。 考核指标：145千伏无功补偿专用开关额定电压 145千伏，

额定电流 1600安，额定短时耐受电流 40千安13秒，额定工频耐

受电压275千伏，额定雷电冲击耐受电压 650千伏；高性能触头 导电率不小于 45%国际退火铜标准、硬度不小于250布氏硬度、

抗弯强度不低于 1200兆帕；电容器组开断电流 1600 安/5000次，

背对背电容器组关合涌流不带选相合闸装置的开关满足9.3千安 /5000次、带选相合闸装置的开关满足3.2千安/5000次；选相装

置出口合闸精度优于士0.2毫秒，带选相控制机构合闸分散性优于

士0.5毫秒；形成145千伏无功补偿专用开关试验规范；研制交流 特高压变电站无功补偿专用开关设备，批量化年生产能力不小于

100台，并在交流特高压变电站示范应用2台，示范应用时间不

少于3个月。

项目类型：重大技术装备类/实施年限：4年 3.4 特高压換流站零磁通直流电流测量装置和大电流金具 关键技术

研究内容：针对大容量特高压直流工程可靠运行和自主化需

求，开展覆盖高海拨等特殊环境下的自主化零磁通直流电流测量

装置、阀厅大电流金具关键技术研究，具体包括：零磁通直流电

流测量装置铁芯磁平衡及磁调制技术研究；零磁通直流电流测量 装置高性能磁芯材料磁特性研究及大尺寸磁芯优化设计；阀厅大

电流金具电流均匀分配及电一热一力一位移阻尼耦合协同设计

研究；阀厅大电流金具关键制造工艺及位移性能分析研究；适应 于高海拔及极端环境的零磁通直流电流测量装置和阀厅大电流

金具整机研制及工程示范应用。

考核指标：研制高导磁率高饱和特性磁芯，相对导磁率大于

8x10°，设计恒张力大孔径磁环，内径大于500毫米，研发自主 化零磁通直流电流测量装置，环境温度负40至70摄氏度，最高

运行电压150千伏，额定电流 5000安，准确度 0.2级（GB/T

20840.14）；电流阶跃响应时间不大于60微秒；3000赫兹谐波 下幅值误差不大于 1%；海拔高度不低于3000米、抗电磁干扰能

力达A级；批量化年生产能力不小于80台，良品率不小于98%；

研制的测量装置通过型式试验，并在特高压换流站完成示范应用 8台，示范应用时间不小于6个月，其中不少于1台应用于海拔 不小于3500米换流站。研发自主化阀厅大电流金具，热点温升 预测精度不大于3开；额定电压士800千伏，额定电流不小于7000 安，温升不大于40开，电流不均匀系数不大于10%，允许位移 （伸缩）量不小于0.5米，通过1000次疲劳试验，通过试验用 地震加速度 0.4g 下 T/CEC 404.3-2020要求的抗震试验，通过型 式试验；批量化年生产能力不少于500套；在士800千伏/8 吉瓦 特高压直流工程中示范应用大于20套，示范应用时间不小于6 个月。 项目类型：重大技术装备类/ 实施年限：4年 该指南建议由制造业企业牵头申报。 方向四：智能电网基础支撑技术 4.1 特高压交流GIS断路器用均压电容器关键技术 研究内容：针对特高压交流气体绝缘全封闭组合电器（GIS） 断路器用均压电容器自主化研制问题，研究均压电容器关键技术， 实现特高压交流 GIS 断路器用均压电容器性能提升、自主化制造 及工程应用，具体包括：均压电容器运行条件及失效机理分析； 油浸式均压电容器电气与机械性能提升及产品研制；陶瓷式均压 电容器配方开发、工艺优化及产品研制；均压电容器性能评价与 可靠性检验方法；均压电容器自主化批量制备及工程示范应用。 考核指标：建立特高压交流断路器均压电容多尺度、多物理 场耦合模型，提出均压电容器劣化状态评估方法；研制特高压交 流 GIS 断路器（四断口）用油浸式均压电容器，额定电压 180

千伏，额定操作冲击耐受电压 850千伏，介质损耗不大于0.2%，

400千伏下局部放电量不大于1.5皮库，膨胀器机械寿命不小于

10000次，电容器冷热循环寿命不小于50次，低温和高温下工

频耐压360千伏；研制特高压交流 GIS断路器（双断口）用陶瓷

式均压电容器，单体额定电压20千伏，电容量108054皮法，

工频击穿电压不小于70千伏，额定雷电冲击耐受电压不小于120 千伏，电容温度特性不低于 Z5T，介质损耗不大于0.1%，2倍额

定电压下局部放电量不大于1皮库；形成均压电容器性能评价与

可靠性检验标准；特高压交流 GIS 断路器用均压电容器中油浸式 均压电容器批量化年生产能力不少于1200支，一次交检合格率

不低于95%，陶瓷式元件批量化年生产能力不少于16万片，一

次交检合格率不低于80%；研制的特高压交流 GIS 断路器均压

电容器实现工程示范应用，其中油浸式均压电容器不小于20支， 陶瓷式均压电容器不小于3500片，示范应用时间均不小于3个

月。

项目类型：重大技术装备类/实施年限：3年 4.2500千伏电缆附件橡胶材料关键技术

研究内容：针对超高压电缆附件橡胶材料的自主化需求，研

究电缆附件橡胶材料关键技术，具体包括：橡胶基础材料分子结 构设计及批量化制备；橡胶绝缘复合材料多性能协同优化与配方

开发；橡胶半导电复合材料性能调控与配方开发；橡胶绝缘和半

导电复合材料批量化制备与500千伏电缆附件研制；500千伏电 缆附件性能评价及工程示范应用。

考核指标：橡胶基础材料门尼粘度 NIL（1+4）100摄氏度下

不大于50，体积电阻率不小于1.0×1015欧姆•厘米（23摄氏度），

批量化年生产能力不小于100吨；橡胶绝缘复合材料邵氏硬度A

不大于70，抗张强度不小于6.0兆帕，断裂伸长率不小于 300%；

压缩永久变形不大于 15%（100摄氏度70小时后）；直流击穿 场强不小于50千伏每毫米（23摄氏度，1.00.05毫米）；工频

击穿场强不小于30千伏每毫米（23摄氏度，1.0‡0.05毫米），

介质损耗因数不大于 0.003（23摄氏度）；批量化年生产能力不

小于50吨；橡胶半导电复合材料邵氏硬度A 不大于80，抗张强 度不小于6.0兆帕，断裂伸长率不低于300%；压缩永久变形不

大于15%（100摄氏度70小时后）；体积电阻率小于1.0×103欧 姆•厘米（23摄氏度）；批量化年生产能力不小于30吨；研制

500千伏电缆附件，通过出厂试验及型式试验，工程示范应用数

量不少于1个，示范应用时间不少于3个月。

项目类型：重大技术装备类/实施年限：4年 4.3 阻尼吸收电容器用聚丙烯粗化膜材料关键技术

研究内容：针对电网换相换流阀阻尼电容器用高性能聚丙烯 粗化膜自主化问题，开展换流阀阻尼电容器用聚丙烯粗化膜材料

关键技术研究，具体包括：阻尼电容器用聚丙烯薄膜粗化机理与

配方体系设计；阻尼电容器用聚丙烯粗化膜粗化结构调控方法及 批量化制备；交变电压下聚丙烯粗化膜一浸渍剂相容性调控与绝

缘优化技术；高频次冲击放电下阻尼电容器电热协同优化设计及

研制；换流阀阻尼电容器性能评估与工程示范。 考核指标：粗化聚丙烯铸片材料B晶熔融峰温不小于140摄

氏度，灰分不高于百万分之20；粗化膜厚度10至15微米，空

隙率（8.5‡2.5）%，表面粗糙度 0.40.15微米，常温下直流击穿 强度（50点法）不小于550千伏每毫米；批量化年生产能力不 小于100吨，良率不小于70%；粗化膜浸渍后浸渍剂介质损耗因 数增量不大于50%，工频电压下浸渍聚丙烯粗化膜击穿强度（元 件法）不小于150千伏每毫米（有效值）；1.1倍额定电压下阻 尼电容器极间局部放电量不大于10皮库，承受 1000次短路冲击 放电后电容量变化不大于1%，批量化年生产能力不小于2000 合；在士500千伏与士800千伏工程换流站示范应用，各自应用数 量不少于10台，示范应用时间不少于6个月。 项目类型：重大技术装备类/实施年限：4年 4.4 超/ 特高压变压器用绝缘粘接材料关键技术

研究内容：针对超/特高压变压器用绝缘粘接材料的自主化 需求，研究变压器绝缘胶材料关键技术，具体包括：绝缘胶材料 的分子结构设计与配方优化；变压器用层压纸板绝缘件粘接技术； 高压油浸环境下层压纸板绝缘件多维性能协同技术；绝缘胶与 500千伏绝缘件批量化制备；500千伏及以上变压器绝缘件性能 评价及工程示范应用。 考核指标：建成3类绝缘胶性能迭代参数数据库，适用于 500千伏及以上变压器绝缘胶产品选型，所研制的酪素胶固含量 22%至34%（批次产品性能均一性高于98%）、pH值7.0至8.6、

电导率450 至550毫西门子每米（25摄氏度）、批量化年生产 能力大于200吨，PVA 胶固含量不低于10%，PH 值6.5 至7.5、 击穿电压不低于 16千伏每毫米、电导率不大于10毫西门子每米 （25摄氏度）、批量化年生产能力大于300吨，不饱和聚酯胶

一13一

密度1.29至1.31克每立方厘米、批量化年生产能力大于100吨； 使用酪素胶粘接的纸板弯曲强度不低于80兆帕，不饱和聚酯胶 粘接的纸板弯曲强度不低于110兆帕；使用酪素胶粘接的纸板击 穿电压不低于46千伏每毫米，不饱和聚酯胶粘接的纸板击穿电 压不低于9千伏每毫米，全部纸板90摄氏度下工频介质损耗均 不大于0.7%；形成3类绝缘胶绝缘、机械及老化性能测试规范； 2台500千伏及以上变压器核心部件全部采用自主化绝缘胶粘制 生产，并通过耐压、冲击、温升型式试验，示范应用时间不小于 6个月。 项目类型：重大技术装备类/实施年限：3年 该指南建议由制造业企业牵头申报。 4.5 大功率半导体器件封装多物理场耦合仿真软件关键技 术 研究内容：针对大功率半导体器件高性能、高可靠封装互连 工艺开发及封装结构设计需求，研究并开发自主化的大功率半导 体器件多物理场封装耦合仿真软件，具体包括：多物理场作用下 典型封装互连及绝缘材料的微观和宏观物理参数模型及建立封 装互连与绝缘材料本构模型库；封装互连工艺过程与暂稳态工况 下计及封装工艺影响的芯片一封装跨尺度电、热、流、力多物理 场建模与高效计算方法；基于 GPU/CPU 异构并行架构，融合区 域分解、快速预条件迭代和网格自适应技术的多物理场求解引擎； 融合 AI代理模型、仿真智能体技术的专用智能化高效仿真软件； 在二极管、晶闸管、IGBT、IGCT 和碳化硅 MOSFET 等典型大 功率半导体器件的研制中进行示范应用。

考核指标：模型库包含不少于15 种互连与绝缘材料模型， 支持焊接和压接型器件中键合、焊接、烧结等6 种封装工艺仿真； 计算方法支持跨尺度和基于场量的网格自适应与多物理场耦合 求解，与实验相比，最高温度偏差不大于5%，翘曲偏差不大于 10%，电、热、力耦合场下封装模组变形偏差不大于 10%；GPU 并行求解效率比 CPU提升不小于10倍；具备边界无关性的大功 率半导体器件代理模型库，代理模型算法不少于20种，代理模 型求解结果较多物理场仿真结果误差不大于 5%，单次预测效率 提升不小于100倍，仿真智能体支持不少于3模态输入，前后处 理操作时间降低 50%；在不少于5家国内厂家的二极管、晶闸管、 IGBT、IGCT 和碳化硅 MOSFET 等器件研制中示范应用。 项目类型：重大技术装备类/实施年限：4年

附件2

智能电网国家科技重大专项基础支撑 自主化关键技术公开项目申报指南形式 审查条件要求

申报项目须符合以下形式审查条件要求。 一、推荐程序和填写要求 （一）由指南规定的推荐单位在规定时间内出具推荐函。 （二）申报单位同一项目只能通过单个推荐单位申报，不得 多头申报和重复申报。 （三）项目申报材料内容与申报的指南方向相符。 （四）项目申报材料及附件按格式要求填写完整。 二、申报单位应具备的资格条件

（一）项目牵头申报单位和参与单位应为中国大陆境内注册 的科研院所、高等学校和企业等，具有独立法人资格，有较强的 科技研发能力和条件，运行管理规范。国家机关不得作为申报单 位进行申报。 （二）注册时间在2025年7月31日前。 （三）诚信状况良好，无在惩戒执行期内的科研严重失信行 为记录和相关社会领域信用“黑名单”记录。

三、申报人应具备的资格条件 （一）项目（课题）负责人应具有高级职称或博士学位，原 则上不超过60周岁（1966年12月31日以后出生）。项目（课

题）负责人应保证充足的工作时间，原则上每年用于项目（课题） 的工作时间不少于6个月。 （二）项目（课题）负责人应为该项目（课题）主体研究思 路的提出者和实际主持研究的科研人员；项目负责人是项目资金 使用的直接责任人。

（三）受聘于内地单位的外籍科学家及港澳台地区科学家可 作为项目（课题）负责人，全职受聘人员须由内地聘用单位提供 全职聘用的有效材料，非全职受人员须由内地聘用单位和境外 聘用单位同时提供聘用的有效材料，并作为项目申报材料一并提 交。 （四）申报人在本次申报中作为项目（课题）负责人仅限申 报1项；本重大专项的专项专家组成员不得参与申报；中央和地 方各级国家机关及港澳特别行政区的公务人员（包括行使科技计 划管理职能的其他人员）不得申报项目（课题）。 项目（课题）负责人、项目骨干申报的专项项目和在研国家 科技重大专项、国家重点研发计划重点专项项目总数不超过2个， 国家科技重大专项、国家重点研发计划重点专项在研项目（课题） 负责人不得作为项目（课题）负责人申报。其中，中央财政专项 资金预算不超过400万元的“政府间国际科技创新合作”重点专项 项目和“战略性科技创新合作”重点专项港澳台项目，不在限项范 围内；国家科技重大专项、国家重点研发计划重点专项的在研项 目（课题）负责人和项目骨干不得因申报新项目而退出在研项目； 退出项目研发团队后，在原项目执行期内原则上不得牵头或参与 申报新的国家科技重大专项。

对于本重大专项的项目（课题）负责人，需与国家自然科学 基金重大项目（限项目负责人和课题负责人）、卓越研究群体项 目（原基础科学中心项目，限学术带头人和骨干成员）、国家重 大科研仪器研制项目（限部门推荐项目的项目负责人和具有高级 职称的主要参与者）实施联合限项，项目（课题）负责人与项目 骨干同期申报和在研的以上专项项目数原则上不得超过2个。本 重大专项申报项目（课题）负责人不得作为申报和在研国家自然 科学基金重大项目、卓越研究群体项目及国家重大科研仪器研制 项目的项目（课题）负责人或学术带头人。 项目任务书执行期（包括获批延期后执行期）到2026年12 月31日前的在研项目（含任务或课题）不在限项范围内。 （五）诚信状况良好，无在惩戒执行期内的科研严重失信行 为记录和相关社会领域信用“黑名单”记录。

四、其他形式审查条件要求 项目设1名负责人，每个课题设1名负责人，项目负责人可 担任其中1个课题的负责人；除特殊说明外，项目下设课题不超 过5个，重大技术装备类项目参与单位（含项目牵头申报单位） 总数不超过10家。 项目的具体申报要求，详见项目申报指南。有特殊规定的， 从其规定。各申报单位在正式提交项目申报材料前可利用国科管 系统查询相关科研人员承担国家科技重大专项、国家重点研发计 划重点专项、国家自然科学基金重大项目等在研项目（含课题或 任务）情况。

抄送：科技部、财政部，北京怀柔实验室。

国家能源局综合司2026年7月30日印发

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海南省发展和改革委员会关于2026年海南电力市场化交易有关事项的补充通知

附件2

海南省分布式光伏承载力查询网址及二维码

为更好服务海南省分布式光伏有序开发、合理布局、充分消纳，海南省分布式光伏承载力查询功能现已在“绿能云”上线。“绿能云”平台按季度动态更新分布式光伏可开发容量、接网预警等级，可支持乡镇级可开放容量查询，助力企业精准投资，为全省分布式光伏高质量发展提供保障。具体可通过以下2种方式访问“绿能云”平台：

方式一：打开浏览器，输入网址访问

https://gec.csg.cn:10288/gec/static/portal/index.html#/home

选择地区为“海南省-任意市县”，点击下方菜单中“分布式光伏承载力查询”模块，用手机号登录后即可查看。

方式二：用手机扫描二维码访问

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海南省发展和改革委员会关于2026年海南电力市场化交易有关事项的补充通知

附件

海南电力市场结算实施细则

（2026年V1.0版）

1. 总则

1.1 为规范开展海南电力市场现货结算工作，提高结算服务水平，构建规范、高效、透明的结算机制，依据《电力现货市场基本规则（试行）》、《电力中长期市场基本规则》、《电力市场计量结算基本规则》、《南方区域电力市场运行规则（试行）》和《南方区域电力市场现货结算实施细则》等规定，制定本实施细则。

1.2 本细则主要适用于海南电力批发市场电能量交易结算，包括现货市场环境下和非现货市场环境下的批发市场电能量交易结算。内容包括：市场结算主要职责、结算原则、结算流程、现货市场环境下的批发市场结算、分摊及返还电费、非现货市场环境下的批发市场结算、绿电绿证结算、追退补和清算管理。

涉及需求响应、零售市场等结算的未尽事宜，按照相关规定和方案执行。

1.3 按照国务院价格主管部门有关要求及南方区域市场建设工作的统一安排，现行各类偏差收益回收、考核、返还等损益调节类结算机制将逐步退坡和取消，条件具备时，于2027年底前完成取消工作。其中，用户侧偏差收益回收机制，在南方区域电力市场实现日前市场和可靠性机组组合分别计算后相应取消。

2. 市场结算主要权责

2.1 发电企业权责

2.1.1 按照市场规则（细则）参与市场交易，签订和履行电力交易合同、购售电合同等。

2.1.2 依法依规披露和提供支撑电力市场结算以及市场服务所需的相关数据。

2.1.3 获取、查看结算依据及电费账单，按规定时间核对并确认其准确性和完整性。

2.1.4 负责向电网企业提供用于资金收付的银行账户，按规定向电网企业支付或收取款项，完成电费收付。

2.1.5 配合电网企业做好自身相关关口计量装置的改造、验收、现场检查、故障处理等工作。

2.1.6法律法规、政策文件规定的其他权利与义务。

2.2 电力用户权责

2.2.1 按照市场规则（细则）参与市场交易，签订和履行交易合同、供用电合同或电费结算协议等合同或协议。

2.2.2 依法依规披露和提供支撑电力市场结算以及市场服务所需的相关数据。

2.2.3 获取、查看结算依据及电费账单，按规定时间核对并确认其准确性和完整性。

2.2.4 负责向电网企业提供用于资金收付的银行账户，按规定向电网企业支付或收取款项，完成电费收付。

2.2.5 配合电网企业做好自身相关关口计量装置的改造、验收、现场检查、故障处理等工作。

2.2.6 法律法规、政策文件规定的其他权利与义务。

2.3 售电公司权责

2.3.1 按照市场规则（细则）参与市场交易，签订和履行交易合同、电费结算协议等。

2.3.2 依法依规披露和提供支撑电力市场结算以及市场服务所需的相关数据。

2.3.3 获取、查看结算依据及电费账单，按规定时间核对并确认其准确性和完整性。

2.3.4 负责向电网企业提供用于资金收付的银行账户，按规定向电网企业支付或收取款项，完成电费收付。

2.3.5 拥有配电网运营权的售电公司根据《售电公司管理办法》等规定开展电费结算。

2.3.6 根据用户授权掌握其历史用电信息，可在电力交易平台或电网企业平台进行数据查询和下载。

2.3.7 按规定向交易中心提交履约保函、保证金或其他结算担保品等。

2.3.8 法律法规、政策文件规定的其他权利与义务。

2.4 新型经营主体权责

2.4.1 按照市场规则（细则）参与市场交易，签订和履行交易合同、电费结算协议。

2.4.2 依法依规披露和提供支撑电力市场结算以及市场服务所需的相关数据。

2.4.3 获取、查看结算依据及电费账单，按规定时间核对并确认其准确性和完整性。

2.4.4 负责向电网企业提供用于资金收付的银行账户，按规定向电网企业支付或收取款项，完成电费收付。

2.4.5 获得签约分散资源的相关信息。

2.4.6 按规定向交易中心提交履约保函、保证金或其他结算担保品等。

2.4.7 聚合负荷侧资源的新型经营主体，应依法依规履行可再生能源消纳责任和消费义务。

2.4.8 法律法规、政策文件规定的其他权利与义务。

2.5 电网企业权责

2.5.1 按照市场规则（细则）参与市场交易，履行交易合同。

2.5.2 依法依规披露和提供支撑结算所需的相关基础数据，确保交互数据的准确性、完整性和及时性。

2.5.3 获取、查看结算依据，按规定时间核对并确认其准确性和完整性。

2.5.4 负责根据交易中心推送的结算依据，开展电费结算，按时向市场经营主体出具电费账单，提供电费账单查询等服务。

2.5.5 负责根据电费账单按时完成电费收付，并向发生付款违约的市场经营主体催缴欠款。对于逾期仍未全额付款的市场经营主体，按规定向电力交易机构提出履约保函、保证金或其他结算担保品的使用申请。

2.5.6 负责电费结算相关信息系统的建设、管理、维护，根据用户授权向市场经营主体提供电能数据查询服务，并将电能数据推送电力交易平台。

2.5.7 组织协调电能计量和电费结算有关问题，参与协调结算依据有关问题。

2.5.8 按照数据管理有关规定，对市场经营主体计量结算的信息和数据进行管理。

2.5.9 法律法规、政策文件规定的其他权利与义务。

2.6 电力调度机构权责

2.6.1 依法依规披露和提供支撑结算所需的相关基础数据，确保交互数据的准确性、完整性和及时性。

2.6.2 负责计算并出具电力辅助服务结算结果、机组补偿和考核费用，并提供至电网企业或交易中心。

2.6.3 负责结算所需的调度数据采集管理信息系统的建设、管理、维护。

2.6.4 按照数据管理有关规定，对市场经营主体计量结算的信息和数据进行管理。

2.6.5 组织协调电力辅助服务市场计量计算有关问题，参与协调结算依据、电费结算有关问题。

2.6.6 法律法规、政策文件规定的其他权利与义务。

2.7 电力交易中心权责

2.7.1 负责汇总结算基础数据。

2.7.2 负责编制结算依据，并保证结算依据的准确性、完整性和及时性。

2.7.3 负责通过交易平台向市场经营主体、电网企业出具结算依据，提供结算相关服务。

2.7.4 组织协调省内结算依据有关问题，参与协调跨区跨省交易结算和电费结算有关问题。

2.7.5 按照数据管理有关规定，对市场经营主体计量结算的信息和数据进行管理。

2.7.6 负责编制与发布结算依据所需信息系统的建设、管理、维护。

2.7.7 组织开展市场经营主体结算风险评估。

2.7.8 法律法规、政策文件规定的其他权利与义务。

3. 结算原则

3.1 结算周期

电力批发市场原则上以自然月为周期开展。采用“日清月结”的结算模式，以小时为结算时段按日对已执行的成交结果进行量价清分计算，以日为周期出具日清分临时结果，以月度为周期出具结算依据，并根据需要开展追退补及清算。原则上，结算所需基础数据的时段维度应与结算时段一致，现阶段为按日、24时刻数据。其中月度指自然月1日0时整至月末最后1日24时整（下同）。

3.2 结算模式

3.2.1 批发市场现阶段按照差量结算模式开展三部制结算。条件具备时，随南方区域整体工作安排，采用差价模式结算。

差量模式：中长期合约电量按中长期合约价格结算，并结算所在节点与中长期结算参考点的现货价格差值；日前市场现货出清曲线与中长期市场合约曲线的偏差电量按日前市场价格结算；实际结算电量与日前市场现货出清曲线之间的偏差电量按实时市场价格结算。

差价模式：实际结算电量按实时现货电能量交易形成的实时价格结算；日前现货出清电量按日前现货电能量交易形成的日前价格与实时现货电能量交易形成的实时价格的差值结算；中长期合约电量按中长期交易价格与中长期结算参考点现货价格差值结算。

3.2.2 所有结算项目的分摊（返还），分项独立记录，按照经营主体“谁产生、谁负责，谁受益、谁承担”的原则分摊（返还）。

3.2.3 发电企业暂停交易资格之日起，在暂停之日前通过参与集中交易或合同电量转让等交易方式，将在暂停周期内的中长期合约电量转出按转让前后价格差价结算；剩余的未履行的中长期合约电量关联的发用电双方均不予结算，由此引起的相关责任由相关发用电侧双方按协商约定处理。

售电公司暂停交易资格之日起，在暂停之日前已成交的中长期合约电量予以结算。

3.2.4 现货市场中止运行时，省内批发市场结算按照条款8非现货环境下的批发市场结算模式开展结算。

3.3 结算电价

3.3.1 发电侧现货市场结算电价为机组所在物理节点的节点电价；尚未直接参与市场化交易的新能源项目采取实时市场分时节点电价结算的，按匹配的变电站内所有母线的绝对值最高实时市场分时节点价格进行结算。

3.3.2 用户侧现货市场结算电价采用统一结算点电价或所在物理节点的节点电价进行结算。

3.3.3 购售电双方根据合同约定价格对中长期合约电量做全电量结算；并结算经营主体所在节点与中长期结算参考点间的价差引起的中长期合约阻塞电费。跨省中长期市场化交易根据《南方区域电力市场运行规则》和《南方区域电力市场中长期电能量交易实施细则》要求确定相应的结算参考点。

3.4 结算单元

3.4.1 参与现货交易的发电企业与新型经营主体，其交易单元、调度单元、营销结算单元原则上须保持一致，调度单元与营销结算单元不一致时，交易单元应与调度单元保持一致。

3.4.2 若单一交易单元（调度单元）对应多个营销结算单元，市场化电费按交易单元计算，电网企业按各交易单元对应的计量点实结电量比例分解到各营销结算单元。

3.4.3 若多个交易单元（调度单元）对应单一营销结算单元，需按交易单元单独建档并重新形成对应的营销结算单元，以交易单元（调度单元）为单位开展现货市场出清，市场化电费按交易单元计算。

3.5 结算依据管理

3.5.1 结算依据内容

海南电力交易中心制定海南电力市场结算依据模板，结算依据应包括但不限于以下内容：

（1）实际结算电量；

（2）各类中长期交易合同结算电量、电价和电费；

（3）偏差电量、电价和电费；

（4）分摊、返还、不平衡资金、环境溢价电费等。

（5）电力辅助服务市场结算量、费用。

3.5.2 结算信息发布

结算依据明细按特定信息向经营主体发布，结算概况作为公开信息发布。

3.5.3 结算单位

采用统一结算单位。其中：

（1）电量单位为兆瓦时，保留三位小数；

（2）电价单位为元/兆瓦时，保留三位小数；

（3）电费单位为元，保留两位小数。

4. 结算流程

4.1 结算基础数据准备

4.1.1 结算基础数据准备是指在规定时间内对各类交易结算所需基础数据进行收集汇总的过程。

4.1.2 结算基础数据包括：市场经营主体档案数据、交易合同数据、电能量市场出清及调度执行数据、辅助服务市场费用计算结果、调试及商业运行时间、关口设置及电能计量数据、市场规则、电价政策文件，以及其他需电力交易机构合并出具结算依据的数据等。结算环节不得改变结算基础数据。

4.1.2.1市场出清类数据，获取后1日的电力现货市场日前出清结果、辅助服务市场出清结果（涉及电量清分部分）、必开机组以及前1日的现货市场日内、实时出清结果等。

4.1.2.2调度执行类数据，获取前1日中长期交易及电力现货市场执行结果、辅助服务市场实际调用结果（涉及电量清分部分）、应急调度执行结果、机组有效发电容量结果等。

4.1.2.3新投跨省跨区输电通道、发电机组（独立储能）首次并网、完成整套启动试运行、进入商业运行时间节点等信息，调度机构应在每个阶段开始后的1个工作日内提供至交易中心。

4.1.3 中长期交易电量按照《海南电力市场现货电能量交易实施细则》规定，在日前市场开市前进行分解上报。具体包括：年度、月度、周等为周期的中长期交易价格和分时电量，分时电量以1小时为时间间隔。

4.1.4 运行日后1日，调度机构按照《海南电力市场现货电能量交易实施细则》规定的原则，将发电交易单元运行日24小时时段的优先发电量推送交易系统。

4.1.5 交易中心按日向电网企业提供前1日实时市场的节点价格。

4.1.6 计量数据应满足结算最小时段和周期要求，电网企业应以结算单元（或机组）和计量点为最小单位于每日提供前1日发电企业、市场购电用户分时计量电量至交易中心。

4.1.7 调度机构收到交易中心推送发电企业日分时电量后，1个自然日内完成运行补偿及考核费用和电力辅助服务结算结果，并推送至交易中心。

4.1.8 当分时计量数据缺失、错误或不可用时，原则上由电网企业、调度机构在1个自然日内完成消缺、补采，或依据拟合规则补全拟合数据，重新提供至电力交易机构。计量电量拟合规则和补充说明详见附件。

4.1.9 特殊情况下，因政策调整或合同关键要素缺失等原因，导致部分主体或结算科目不满足结算条件的，在满足结算条件的下一个结算周期完成结算。

4.1.10 广州电力交易中心在规定时间内将跨省市场结算的经营主体电能量电费传递至海南电力交易中心。

4.1.11 市场经营主体和电网企业应保障结算基础数据的准确性、完整性和及时性，并在规定时间内通过交易平台完成更新、提交。未及时更新、提交的，交易中心以交易平台既有数据形成结算依据。

4.2 日清分

4.2.1 结算基础数据准备完成后，2个工作日内完成计算并发布省内市场日清分临时结果，并同步披露日清分临时结果概况信息披露。

4.2.2 经营主体在日清分临时结果发布后，对日清分临时结果进行确认，在1个工作日内反馈意见，在规定时间内无反馈的视同确认无异议。

4.2.3 交易中心根据各方意见，每月第4个工作日对当上月需调整的日清分临时结算结果进行重算，并重新发布已重算的日清分临时结算结果。

4.2.4 涉及数据修正的，需采用工单方式与结算交互，在系统建设完备前，应采用线下说明方式开展交互。

4.3 月结算

4.3.1 每月第1个工作日前（含第1个工作日，下同），电网企业完成上月电量校核修正，并推送至交易系统；交易中心按需同步推送至调度现货考核补偿系统。

4.3.2 每月第2个工作日前，调度机构完成发电侧考核及补偿数据复核修正，并推送至交易系统。

4.3.3 每月第3个工作日前，调度机构完成电力辅助服务相关费用计算，并推送至交易系统，由交易中心合并出具结算依据。因特殊因素计算导致结果发布延迟的，调度机构在下一个结算周期推送交易中心进行结算并合并出具结算依据。

4.3.4 上述结算基础数据交互时限过后，交易中心不再接受新增结算基础数据修正。

4.3.5 每月第5个工作日前，交易中心根据上一月日清分结果、零售市场结算结果以及历史月份的退补结算结果，向市场经营主体、相关电网企业出具上月结算依据（核对版）。具体包括：各经营主体当月累计结算电量、电价、电费、考核电费、分摊、返还等电费明细。

4.3.6 市场经营主体、电网企业应在1个工作日内完成核对、异议反馈（若有）和确认，逾期视为已确认。

4.3.7 市场经营主体、电网企业对月结算依据（核对版）中结算数据提出异议的，电力交易机构应在每月第7个工作日内组织市场经营主体、电网企业、调度机构进行核实修正，因异议处理无法按时达成一致或未能在规定时限范围内完成修正的，纳入下一结算周期进行结算调整，异议处理不得影响无争议部分的电费结算。

4.3.8 每月第8个工作日前，交易中心形成上一月的月正式结算依据，推送至电网企业并向经营主体发布。

4.3.9 电网企业和经营主体收到交易中心正式结算依据后，按合同约定开展电费结算。原则上电网企业应于每月第10个工作日前向发电企业、电力用户发行上月电费账单。

4.3.10 在日清、月结结果确认过程中，交易中心负责对经营主体市场结算电费异常进行核实并处理，电网企业负责对档案、电量异常进行核实并处理，调度机构负责对出清、考核及补偿异常进行核实并处理。经营主体应在日清分临时结果确认中真实、准确反馈有关档案、电量、出清、考核及补偿的异常情况，由于自身原因未及时反馈的，后续环节有关上述问题的反馈原则上在月度结算前不予再次受理。

4.3.11 如国家有新的政策要求，则按最新意见执行。

5. 现货市场环境下的批发市场结算

5.1 用户侧主体结算

用户侧主体电费支出包含中长期合约电能量电费、日前市场偏差电能量电费、实时市场偏差电能量电费、中长期合约阻塞电费、分摊及返还电费、跨省不平衡资金（省内）等。计算公式如下：

C支出=C中长期合约+C日前+C实时+C中长期合约阻塞+C分摊及返还+R跨省不平衡资金（省内）

其中：

C支出为用户侧主体电费支出；

C中长期合约为用户侧主体中长期合约电能量电费；

C日前为用户侧主体日前市场偏差电能量电费；

C实时为用户侧主体实时市场偏差电能量电费；

C中长期合约阻塞为用户侧主体中长期合约阻塞电费；

C分摊及返还为用户侧主体的系统运行补偿等分摊及返还电费，具体见6章；

R跨省不平衡资金（省内）为用户侧主体需承担的跨省结算不平衡资金分摊或分享费用，详见6.4；

5.1.1 中长期合约电能量电费结算

用户侧主体中长期合约按小时开展电费结算，按照合约分时电量、合约分时电价计算中长期合约电费。公式为：

C中长期合约=Σ（Q中长期合约,t×P中长期合约,t）

其中：

C中长期合约为用户侧主体中长期合约电能量电费；

Q中长期合约,t为T时段中长期合约电量（包括省间中长期合约、省内中长期合约，下同）；

P中长期合约,t为T时段中长期合约电价；

5.1.2 日前市场偏差结算

根据用户侧主体日前市场出清电量与中长期合约电量之间的差额，以日前市场统一结算点电价计算日前偏差电费。公式为：

C日前=Σ[(Q日前,t-ΣQ中长期合约,t)×P日前统一,t]

其中：

C日前为用户侧主体日前市场偏差电能量电费支出；

Q日前,t为用户侧主体日前市场T时段出清电量,已扣减该时段需求侧响应中标容量折算的电量；

Q中长期合约,t为T时段中长期合约电量（包括省间中长期合约、省内中长期合约，下同）；

P日前统一,t为日前市场T时段统一结算点电价。

5.1.3 实时市场偏差结算

根据用户侧实际分时用电量与日前市场出清电量之间的差额，以实时市场统一结算点电价计算偏差电费。公式为：

C实时=Σ[(Q实时,t－Q日前,t)×P实时统一,t]

其中：

C实时为用户侧主体实时市场偏差电能量电费支出；

Q实时,t为用户侧主体实时市场T时段实际用电量；

Q日前,t为用户侧主体日前市场T时段出清电量,已扣减该时段需求侧响应中标容量折算的电量；

P实时统一,t为实时市场T时段统一结算点电价。

5.1.4中长期合约阻塞电费结算

用户侧主体中长期合约阻塞电费包括省内中长期合约阻塞电费、省间中长期合约阻塞电费和跨省中长期合约阻塞电费。

5.1.4.1省内中长期合约阻塞电费

省内中长期合约阻塞电费按照用户侧主体省内中长期合约分时电量，以用户侧主体日前统一结算点电价与中长期结算参考点的现货价格的差值单独计算。

C省内中长期合约阻塞=Σ[Q省内中长期合约,t×（P日前统一,t－P结算参考点,t）]

其中，

C省内中长期合约阻塞为用户侧主体省内中长期合约阻塞电费；

Q省内中长期合约,t为用户侧主体T时段省内中长期合约电量；

P日前统一,t为日前市场T时段统一结算点电价；

P结算参考点,t为中长期结算参考点在T时段的现货电价。

5.1.4.2省间中长期合约阻塞电费

用户侧主体参与省间中长期市场化交易后，用户侧统一结算点与受端省（区）受入侧关口之间的价差引起的阻塞费用单独结算。

C省间中长期合约阻塞=Σ[Q省间中长期合约,t×（P日前统一,t－P落地侧日前,t）]

其中：

C省间中长期合约阻塞为用户侧主体省间中长期合约阻塞电费；

Q省间中长期合约,t为用户侧主体T时段省间中长期合约电量；

P日前统一,t为日前市场T时段统一结算点电价。

P落地侧日前,t为对应的送电类别落地侧T时段日前结算电价。

5.1.4.3 跨省中长期合约阻塞电费

用户侧主体参与省间中长期市场化交易后，由广州电力交易中心按跨省中长期合约逐笔计算，受端省（区）受入侧关口与中长期合约结算参考点之间的价差引起的阻塞费用。跨省中长期合约阻塞费用由合约对应主体承担。

5.2 发电交易单元结算

发电交易单元总电费包含中长期合约电能量电费、日前市场偏差电能量电费、实时市场偏差电能量电费、中长期合约阻塞电费、分摊及返还电费、跨省不平衡资金（省内）。

R收入=R中长期合约+R日前+R实时+R中长期合约阻塞+R分摊及返还+R跨省不平衡资金（省内）

其中：

R收入为发电交易单元电费收入；

R中长期合约为发电交易单元中长期合约电能量电费收入（包括省间中长期合约、省内中长期合约、代购市场电量合约，下同）；

R日前为发电交易单元日前市场偏差电能量电费收入；

R实时为发电交易单元实时市场偏差电能量电费收入；

R中长期合约阻塞为发电侧主体中长期合约阻塞电费；

R分摊及返还为发电交易单元考核、补偿及其他分摊及返还电费，具体见6章；

R跨省不平衡资金（省内）为发电交易单元需承担的跨省结算不平衡资金分摊或分享费用；详见6.4；

5.2.1 中长期合约电能量电费结算

发电交易单元按照中长期合约分时电量和合约电价计算中长期合约电费。公式为：

R中长期合约=Σ（Q中长期合约,t×P中长期合约,t）

其中：

R中长期合约为发电交易单元中长期合约电能量电费；

Q中长期合约,t为发电交易单元T时段中长期合约电量（包括省间中长期合约、省内中长期合约、电网代理购电中长期合约，下同）；

P中长期合约,t为发电交易单元T时段中长期合约电价；

5.2.2 日前市场偏差结算

发电交易单元根据日前市场出清电量与中长期合约电量之间的差额，以日前市场节点电价计算偏差电费。公式为：

R日前=Σ[(Q日前,t-ΣQ中长期合约,t)×P日前,t]

其中：

R日前为发电交易单元日前市场偏差电能量电费；

Q日前，t为发电交易单元日前市场T时段出清电量，已扣减相应时段的优先计划电量，差额电量为负时置零；

Q中长期合约,t为发电交易单元T时段中长期合约电量（包括省间中长期合约、省内中长期合约、电网代理购电中长期合约，下同）；

P日前,t为发电交易单元所在节点日前市场T时段结算电价。

若新能源项目选择不参与日前市场，不计算此科目。

5.2.3 实时市场偏差结算

发电交易单元根据实际分时上网电量与日前市场出清的分时电量之间的差额，以及实时市场节点结算电价计算偏差电费。公式为：

R实时=Σ[（Q实时,t－Q日前,t）×P实时,t]

其中：

R实时为发电交易单元实时市场偏差电能量电费；

Q实时，t为发电交易单元在T时段的上网电量，已扣减相应时段的优先计划电量，差额电量为负时置零。；

Q日前，t为发电交易单元日前市场T时段出清电量，已扣减相应时段的优先计划电量，差额电量为负时置零；

P实时,t为发电交易单元所在节点实时市场T时段结算价格。

5.2.4中长期合约阻塞电费结算

发电侧主体中长期合约阻塞电费包括省内中长期合约阻塞电费、省间中长期合约阻塞电费和跨省中长期合约阻塞电费。

5.2.4.1省内中长期合约阻塞电费

省内中长期合约阻塞电费按照交易单元的省内中长期合约分时电量，以发电侧主体日前市场节点电价和中长期结算参考点现货电价的差值结算。

R省内中长期合约阻塞=Σ[ΣQ省内中长期合约,t×（P日前,t－P结算参考点,t）]

其中，

R省内中长期合约阻塞为发电侧主体省内中长期合约阻塞电费；

Q省内中长期合约,t为发电侧主体T时段省内中长期合约电量；

P日前,t为发电交易单元所在节点日前市场T时段结算电价；

P结算参考点,t为中长期结算参考点T时段现货价格。

5.2.4.2省间中长期合约阻塞电费

省间中长期合约阻塞电费按照交易单元的省间中长期合约分时电量，以发电侧主体的日前市场节点电价和送端省（区）送出侧关口价格不同产生的阻塞费用单独结算。

R省间中长期合约阻塞=Σ[ΣQ省间中长期合约,t×（P日前,t－P送出侧关口日前,t）]

其中：

R省间中长期合约阻塞为发电侧主体省间中长期合约阻塞电费；

Q省间中长期合约,t为发电侧主体T时段省间中长期合约电量；

P日前,t为发电侧主体所在节点日前市场T时段结算电价。

P送出侧关口日前,t为对应的送电类别T时段的日前结算电价（不含省内输电价）。

5.2.4.3 跨省中长期合约阻塞电费

发电侧主体参与省间中长期市场化交易后，由广州电力交易中心按跨省中长期合约逐笔计算，送端省（区）送出侧关口与中长期合约结算参考点之间的价差引起的阻塞费用。跨省中长期合约阻塞费用由合约对应主体承担。

5.3 电网企业代购市场电量费用结算

电网企业代理购电分为“电网代购”和“电网优购”两个结算单元分开结算，分别出具结算依据。两个结算单元同等条件参与市场三部制结算和市场不平衡费用的分享（分摊）原则。

电网代购（优购）电量费用包括电网代购（优购）中长期合约电能量电费、电网代购（优购）日前市场偏差电能量电费、电网代购（优购）实时市场偏差电能量电费、电网代购（优购）分摊电费、电网代购（优购）返还电费、电网代购（优购）中长期合约阻塞电费、电网代购（优购）跨省不平衡资金（省内）等。

C电网代购（优购）电量电费=C电网代购（优购）中长期合约+C电网代购（优购）日前+C电网代购（优购）实时+C电网代购（优购）中长期合约阻塞+C电网代购（优购）分摊及返还+R电网代购（优购）跨省不平衡资金（省内）

其中：

C电网代购（优购）电量电费为电网代购（优购）电量电费支出；

C电网代购（优购）中长期合约为电网代购（优购）中长期合约电能量电费；

C电网代购（优购）日前为电网代购（优购）日前市场偏差电能量电费；

C电网代购（优购）实时为电网代购（优购）实时市场偏差电能量电费；

C电网代购（优购）中长期合约阻塞为电网代购（优购）中长期合约阻塞电费；

C电网代购（优购）分摊及返还为电网代购（优购）的系统运行补偿等分摊及返还电费，具体见6章；

R电网代购（优购）跨省不平衡资金（省内）为电网代购（优购）需承担的跨省结算不平衡资金分摊或分享费用；详见6.4。

5.3.1 电网企业代购市场实结分时电量

电网企业代购市场实结分时电量，由市场机组总实际上网电量，与市场购电用户总实际用电量计算得出，计算公式如下：

Q代购实时,t=(Q总上网结算,t+ΣQ省间受入,t-ΣQ省间送出,t-Q总用电,t)

其中：

Q总上网结算,t为市场机组T时段实际总上网市场结算电量，已扣减该时段的优先计划电量；

Q总用电,t为省内市场购电用户T时段实际用电量；

Q跨省受入,t为省间送电类别T时段落地侧结算电量；

Q跨省送出,t为省间送电类别T时段送出侧结算电量。

“电网代购”和“电网优购”结算单元的实结分时电量，根据日分时优购市场电量比例计算得出。

Q电网优购,t=Q代购实时,t×k日分时优购电量比例

Q电网代购,t=Q代购实时,t×（1-k日分时优购电量比例）

其中：

Q代购实时,t为电网企业代购市场实结分时电量；

k日分时优购电量比例为电网优购日前出清结算电量与电网优购和电网代购日前出清结算总电量的比例。

5.3.2 电网代购（优购）中长期合约电能量电费

根据电网代购（优购）合约电量和电网代购（优购）合约价格计算电网代购（优购）市场电量合约电费。计算公式如下：

C电网代购（优购）中长期合约=Σ（Q电网代购（优购）合约,t×P电网代购（优购）,t）

其中：

C电网代购（优购）中长期合约为电网代购（优购）市场电量中长期合约电费；

Q电网代购（优购）合约,t为电网代购（优购）T时段市场合约电量（包括省间中长期合约、省内中长期合约，下同）；

P电网代购（优购）,t为电网代购（优购）T时段市场电量合约价格；

5.3.3 日前市场偏差结算

根据电网代购（优购）日前市场申报的分时电量与中长期合约电量之间的差额，以日前市场统一结算点电价计算日前偏差电费。公式为：

C电网代购（优购）日前=Σ[(Q电网代购（优购）日前,t-Q电网代购（优购）市场合约,t)×P日前统一,t]

其中：

C电网代购（优购）日前为电网代购（优购）日前市场偏差电能量电费；

Q电网代购（优购）日前,t为电网代购（优购）日前市场申报的T时段电网代购（优购）的需求电量；电网优购的需求电量已扣减相应时段的优先发电购电量，差额电量为负时置零；

Q电网代购（优购）市场合约,t为电网代购（优购）T时段市场合约电量；

P日前统一,t为日前市场T时段统一结算点电价。

5.3.4 实时市场偏差结算

根据电网代购（优购）市场实际分时电量与电网代购（优购）日前市场申报的分时电量之间的差额，以实时市场统一结算点电价计算实时偏差电费。公式为：

C电网代购（优购）实时=Σ[(Q电网代购（优购）实时,t－Q电网代购（优购）日前,t)×P实时统一,t]

其中：

C电网代购（优购）实时为电网代购（优购）实时市场偏差电能量电费；

Q电网代购（优购）实时,t为电网代购（优购）T时段实际购买市场机组的电量；

Q电网代购（优购）日前,t为电网代购（优购）日前市场申报的T时段电网代理购电的需求电量；

P实时统一,t为实时市场T时段统一结算点电价。

5.3.5中长期合约阻塞电费结算

电网代购（优购）中长期合约阻塞电费包括省内中长期合约阻塞电费、省间中长期合约阻塞电费和跨省中长期合约阻塞电费。

5.3.5.1省内中长期合约阻塞电费

省内中长期合约阻塞电费按照电网代购（优购）省内中长期合约分时电量，以用户侧主体日前统一结算点电价与中长期结算参考点的现货价格的差值单独计算。

C省内中长期合约阻塞=Σ[ΣQ省内中长期合约,t×（P日前统一,t－P结算参考点,t）]

其中，

C省内中长期合约阻塞为电网代购电省内中长期合约阻塞电费；

Q省内中长期合约,t为电网代购电T时段省内中长期合约电量；

P日前统一,t为日前市场T时段统一结算点电价；

P结算参考点,t为中长期结算参考点T时段现货价格。

5.3.5.2省间中长期合约阻塞电费

电网代购（优购）参与省间中长期市场化交易后，受端省（区）受入侧关口与用户侧统一结算点之间的价差引起的阻塞费用单独结算。

C省间中长期合约阻塞=Σ[ΣQ省间中长期合约,t×（P日前统一,t－P落地侧日前,t）]

其中：

C省间中长期合约阻塞为电网代购电省间中长期合约阻塞电费；

Q省间中长期合约,t为电网代购电T时段省间中长期合约电量；

P日前统一,t为日前市场T时段统一结算点电价。

P落地侧日前,t为对应的送电类别落地侧T时段日前结算电价。

5.3.5.3 跨省中长期合约阻塞电费

电网企业参与省间中长期市场化交易后，由广州电力交易中心按跨省中长期合约逐笔计算，受端省（区）受入侧关口与中长期合约结算参考点之间的价差引起的阻塞费用。跨省中长期合约阻塞费用由合约对应主体承担。

5.4 新型经营主体结算

5.4.1 储能主体结算

独立储能主体电能量交易电费根据放电、充电电量分为两个交易结算单元结算，由中长期合约电能量电费、日前市场偏差电能量电费、实时市场偏差电能量电费和分摊及返还电费组成，其中分摊及返还电费全部计入放电交易结算单元。独立储能主体充电电量不参与用户侧峰谷浮动价格结算。计算公式如下：

false

false

其中：

false、false分别为放电、充电交易结算单元的电能量交易电费；

false、false分别为放电、充电交易结算单元的中长期合约电能量电费；

false、false分别为放电、充电交易结算单元的日前市场偏差电能量电费；

false、false分别为放电、充电交易结算单元的实时市场偏差电能量电费；

false、false分别为放电、充电交易结算单元的省内中长期合约阻塞电费；

false为独立储能主体承担的考核等分摊及返还电费。

5.4.1.1中长期合约电费结算

储能主体中长期合约分时电量按照合约价格结算全电量电费。

false

false

其中：

false、false分别为放电、充电交易结算单元的中长期合约电能量电费；

false、false分别为时段t放电、充电交易结算单元的中长期合约电量，时段t合约计入放电交易结算单元合约电量以正值表示，计入充电交易结算单元合约电量以负值表示；

false为时段t的中长期合约价格。

5.4.1.2日前市场偏差结算

独立储能主体日前市场出清分时电量与中长期合约分时电量的偏差，按照所在节点日前市场分时价格结算。

若储能主体电费基本计算时段为小时：

false

false

其中：

false、false分别为放电、充电交易结算单元的日前市场偏差电能量电费；

false、false分别为时段t的日前市场出清放电、充电交易结算单元电量，日前市场出清为放电时，时段t日前市场出清电量计入放电交易结算单元，以正值表示，反之计入充电交易结算单元，以负值表示；

false、false分别为时段t放电、充电交易结算单元的中长期合约电量，时段t合约计入放电交易结算单元合约电量以正值表示，计入充电交易结算单元合约电量以负值表示；

false为时段t的所在节点日前市场价格。

5.4.1.3实时市场偏差结算

独立储能主体实际分时充放电量与日前市场出清分时电量的偏差，按照所在节点实时市场分时价格结算。

false

false

其中：

false、false分别为放电、充电交易结算单元的实时市场偏差电能量电费；

false、false分别为时段t的放电、充电交易结算单元实际计量电量（即该时段计量上网结算电量、实际用电量），放电电量以正值表示、充电电量以负值表示；

false、false分别为时段t的日前市场出清放电、充电交易结算单元电量，日前市场出清为放电时，时段t日前市场出清电量计入放电交易结算单元，以正值表示，反之计入充电交易结算单元，以负值表示；

false为时段t的所在节点实时市场价格。

5.4.1.4 省内中长期合约阻塞电费

省内中长期合约阻塞电费按照交易单元的省内中长期合约分时电量，以储能主体日前市场节点电价和结算点电价的差值产生的阻塞费用结算。

R省内中长期合同阻塞放/充电=Σ[Q中长期合约，t放/充电×（P日前,t－P结算参考点,t）]

其中，

R省内中长期合同阻塞、放/充电为放电/充电交易结算单元的省内中长期合约阻塞电费；

Q中长期合约，t放/充电为放电/充电交易结算单元T时段省内中长期合约电量；

false为储能交易结算单元所在节点日前市场T时段结算电价；

P结算参考点,t为中长期结算参考点T时段现货价格。

5.4.2 其他新型经营主体结算

适时探索研究虚拟电厂（负荷聚合商）、分布式电源和可调节负荷等新型经营主体的结算机制。

6.分摊及返还电费

市场分摊及返还费用包括成本补偿类、市场考核类、市场平衡类返还和市场调节类返还四项。

6.1 成本补偿类费用

6.1.1 运行补偿费用

运行补偿费用包含运行成本补偿费用和启动成本补偿费用。

6.1.1.1运行补偿费用分摊

运行补偿费用以月度为单位，由全体工商业按实际用电量比例参与分摊，其中电网代购（优购）按实结分时电量比例参与费用分摊，纳入电网代购（优购）市场电量购电成本，由其代理购电用户分摊。设置度电分摊上限，达到上限后，对各机组系统运行补偿进行等比例打折，度电分摊上限在省内实施方案中明确。

6.2 市场考核类费用

6.2.1 机组考核电费

6.2.1.1机组日内临时非计划停运偏差费用返还

机组日内临时非计划停运偏差费用返还以月度为单位，批发用户、售电公司按实际用电量比例参与分享，电网代购（优购）按电网代购（优购）市场实际分时电量比例参与分享。上述电网代购（优购）承担的分享费用，纳入电网代购（优购）市场电量购电成本，由其代理购电用户分享。

6.2.1.2机组实时发电计划执行偏差费用返还

机组实时发电计划执行偏差费用返还以月度为单位，批发用户、售电公司按实际用电量比例参与分享，电网代购（优购）按电网代购（优购）市场实际分时电量比例参与分享。上述电网代购（优购）承担的分享费用，纳入电网代购（优购）市场电量购电成本，由其代理购电用户分享。

6.2.1.3机组限高考核费用

机组限高考核费用以月度为单位，批发用户、售电公司按实际用电量比例参与分享，电网代购（优购）按电网代购（优购）实际分时电量比例参与分享。上述电网代购（优购）承担的分享费用，纳入电网代购（优购）市场电量购电成本，由其代理购电用户分享。

6.2.1.4机组限低考核费用

机组限低考核费用以月度为单位，批发用户、售电公司按实际用电量比例参与分享，电网代购（优购）按电网代购（优购）市场实际分时电量比例参与分享。上述电网代购（优购）承担的分享费用，纳入电网代购（优购）市场电量购电成本，由其代理购电用户分享。

6.2.2 发电侧中长期交易偏差考核

发电侧当月中长期交易成交电量之和应不小于其全月实结上网电量（为负时置零）的D1%。不足电量部分以月度为周期，按度电回收价格进行考核。允许的偏差考核范围和调整系数，在省内相关实施方案中明确。具体计算公式如下：

当（ΣQ中长期合约,t/Q实际结算上网电量）%<D1%,

R考核电费=Q考核电量×P机组度电回收价格

Q考核电量=max（（Q实际结算上网电量×D1%-Q中长期合约），0）

P机组度电回收价格=(P机组日前市场月度加权平均综合电价-min(P当月全市场直接交易的集中交易加权平均价,P当月全市场交易合同加权平均价))×h1

其中：

P度电回收价格为发电侧度电回收价格，该价格为负时置零；

P机组日前市场月度加权平均综合电价为日前市场当月所有机组节点电价按对应时段上网电量（已扣减该时段的优先计划电量）占比进行加权计算值；

P当月全市场直接交易的集中交易加权平均价为当月全市场直接交易的集中交易加权平均价;

P当月全市场交易合同加权平均价为当月全市场中长期交易合同加权平均价；

D1%为发电侧全月中长期直接交易成交电量不少于月度市场直接交易上网电量的允许偏差范围；

h1为调整系数。

发电侧中长期交易偏差考核电费以月度为单位，由用户侧按实际用电量比例参与分享，电网代购（优购）按电网代购（优购）市场实际分时电量比例参与分享。现阶段，独立储能、新能源交易单元不进行中长期交易偏差考核。月度结算结果发布以后，如电量差错等原因发生退补，机组日前市场月度加权平均综合电价不作调整，发电侧中长期交易偏差考核电费原则上不作调整。如因电网企业计量发生故障，导致电量出现重大偏差，致使发电企业没有足量签订中长期合同的，可对其相应部分的中长期交易偏差考核电费进行豁免。交易中心应在年度清算工作中，进行豁免费用的计算，并重新分摊。

6.2.3 用户侧和电网代购（优购）中长期交易偏差考核

用户侧和电网代购（优购）当月的中长期成交电量之和应不小于其月度实际结算用电量的D2%，其中，电网企业代理购电当月实际结算电量应扣除当月机制结算电量总额。不足电量部分以月度为周期，按度电回收价格进行收益回收。允许的偏差考核范围和调整系数，在省内相关实施方案中明确。具体计算公式如下：

当（ΣQ中长期合约,t/Q实际结算用电量）%<D2%,

R考核电费=Q考核电量×P机组度电回收价格

Q考核电量=max（（Q实际结算用电量×D2%-Q中长期合约），0）

P度电回收价格=(min(P当月全市场直接交易的集中交易加权平均价,P当月全市场交易合同加权平均价)-P日前市场月度加权平均综合电价)×h1

其中：

P度电回收价格为中长期交易偏差收益度电回收价格，该价格为负时置零；

P当月全市场直接交易的集中交易加权平均价为当月全市场直接交易的集中交易加权平均价;

P当月全市场交易合同加权平均价为当月全市场中长期交易合同加权平均价；

P日前市场月度加权平均综合电价为日前市场当月所有统一结算点电价按对应时段市场总电量占比进行加权计算值；

D2%为全月成交电量不少于月度实际用电量的允许偏差范围；

h1为调整系数。

用户侧和电网代购（优购）的中长期交易偏差考核电费以月度为单位，由发电交易单元按上网电量（已扣减该时段的优先计划电量）的比例分享；其中，独立储能、新能源交易单元不参与分享。

月度结算结果发布以后，如电量差错等原因发生退补，日前市场月度加权平均综合电价不作调整，中长期交易偏差收益回收电费原则上不作调整。如因电网企业计量发生故障，导致电量出现重大偏差，致使用户自身没有足量签订中长期合同的，可对其相应部分的用电偏差考核费用进行豁免。交易中心应在年度清算工作中，进行豁免费用的计算，并重新分摊。

6.2.4 用户侧和电网代购（优购）现货市场偏差收益转移

对于用户侧及电网代购（优购）实时市场分时偏差电量进行事后计算判断，超出允许偏差范围λ0的，回收允许偏差外的实时市场与日前市场分时价格的价差收益。偏差收益转移电费以月度为单位，售电公司、批发电力用户按实际用电量比例返还，电网代理购电按电网企业代购市场实际分时电量比例返还，计算公式如下：

当Q日前,t>Q实时,t×（1+λ0），且P实时统一,t>P日前统一,t时，

C=Σ[Q日前,t-Q实时,t×（1+λ0）]×(P实时统一,t-P日前统一,t)；

当Q日前,t<Q实时,t×（1-λ0），且P实时统一,t<P日前统一,t时，

C=Σ[Q实时,t×（1-λ0）-Q日前,t]×(P日前统一,t-P实时统一,t)。

其中：

C为需转移的售电公司、批发电力用户及电网代理购电偏差收益；

Q实时,t为用户实时市场T时段实际用电量；

Q日前,t为用户日前市场所申报的T时段需求电量,已扣减该时段需求侧响应中标容量折算的电量；

P实时统一,t为实时市场T时段统一结算点电价；

P日前统一,t为日前市场T时段统一结算点电价；

λ0为允许的偏差比例，根据现货电力市场结算试运行方案确定。

6.3 市场平衡类返还电费

6.3.1 市场盈余

市场盈余等于用户侧电能量电费、电网代购（优购）场电能量电费、省间市场送出侧结算的电能量电费之和与直接参与交易发电市场机组对应市场化交易电量所收取的电能量电费、省间市场落地侧结算的电能量电费之和之间的差额，具体包括市场发用电量不平衡偏差电费、市场部分阻塞盈余两部分。

6.3.1.1市场发用电量不平衡偏差电费

（1）市场发用电量不平衡偏差电费由日前市场出清时用户侧和电网代购（优购）日前出清市场电量与市场机组日前出清市场电量不同引起，计算公式如下：

R发用电量不平衡偏差,t=[（Q用户日前申报,t+Q电网代购（优购）日前,t）-（Q日前,t-Q送端日前,t+Q受端日前,t）]×（P日前统一,t-P实时统一,t）

其中：

Q用户日前申报,t为用户侧日前申报的T时段总电量，已扣除需求侧响应中标容量折算电量；

Q电网代购（优购）日前,t为电网代购（优购）日前市场申报的T时段电网代理购电的需求电量；已扣减相应时段的优先发电购电量，差额电量为负时置零；

Q日前，t为机组日前市场T时段出清总电量；

Q送端日前,为送电类别日前市场T时段送出侧结算电量；

Q受端日前,t为送电类别日前市场T时段落地侧结算电量；

P日前统一,t为日前市场T时段统一结算点电价；

P实时统一,t为实时市场T时段统一结算点电价。

（2）市场发用电量不平衡偏差电费按小时统计，计算公式如下：

其中：

当P发电日前加权,t＞P发电实时加权,t且R发用电量不平衡偏差,t＞0时，R发用电量不平衡偏差,t累计至用户侧分享；

当P发电日前加权,t＞P发电实时加权,t且R发用电量不平衡偏差,t＜0时，R发用电量不平衡偏差,t累计至发电侧分摊；

当P发电日前加权,t＜P发电实时加权,t且R发用电量不平衡偏差,t＜0时，R发用电量不平衡偏差,t累计至用户侧分摊；

当P发电日前加权,t＜P发电实时加权,t且R发用电量不平衡偏差,t＞0时，R发用电量不平衡偏差,t累计至发电侧分享。

当P发电日前加权,t=P发电实时加权,t且R发用电量不平衡偏差,t发生费用时，R发用电量不平衡偏差,t由发用两侧按50%比例分摊或分享。

上式中，日前、实时加权平均电价根据机组日前市场电量按小时加权计算。

市场发用电量不平衡偏差电费根据“按小时统计、按月分摊”的原则，发电侧按全月市场结算上网电量比例分摊或返还，用户侧和电网代购（优购）按实结用电量比例分摊或返还。

6.3.1.2市场部分阻塞盈余

市场部分阻塞盈余等于市场盈余扣减发用不平衡电费得到，以月度为周期，由直接参与交易的发电交易单元按全月上网电量（已扣减该时段的优先计划电量）比例分摊或分享。

6.4市场调节类返还电费

6.4.1 跨省不平衡资金

跨省不平衡资金指跨省现货交易送出侧价格与送端省（区）送出侧关口价格不同产生的不平衡资金。广州电力交易中心将计算的跨省不平衡资金按不同送电类别向送（受）端电网企业推送分摊或分享费用。

6.4.2 跨省不平衡资金省内分摊（分享）

需省内承担的跨省不平衡资金按照送电类别分别计算，送出侧跨省不平衡资金由发电交易单元按当月月度电量比例分摊或分享，落地侧跨省不平衡资金由全体工商业用户按实际月度用电量比例分摊或分享，其中电网代购（优购）按实结电量比例参与费用分摊或分享，纳入电网代购（优购）市场电量购电成本。

7.非现货环境下的批发市场结算

7.1 结算原则

7.1.1 当燃煤、燃气发电交易单元超发时，偏差价格为当月全市场直接交易的集中交易加权平均价。若当月没有集中交易加权平均价，则取当月全市场中长期交易合同加权平均价。

7.1.2 当核电、风电、光伏、独立储能、虚拟电厂以及其他新型经营主体发电交易单元超发时，偏差价格为当月全市场直接交易的集中交易加权平均价和当月机组自身省内中长期合约加权平均价取小者。若当月没有集中交易加权平均价，则取当月全市场直接交易加权平均价和其自身省内中长期交易加权平均价取小者。

7.1.3 当发电交易单元少发时，因自身原因少发，偏差价格为当月全市场直接交易的集中交易加权平均价和其自身省内中长期交易加权平均价取大者；非自身原因少发，偏差价格为当月机组自身省内中长期卖出合约加权平均价；未经认定原因的偏差电量均视为自身原因产生。

7.1.4 用户侧和电网代购（优购）偏差价格为当月全市场直接交易的集中交易加权平均价。若当月没有集中交易加权平均价，则取当月全市场中长期交易合同加权平均价。

7.1.5 经营主体按交易单元以月度为周期进行偏差电量考核，超过允许偏差率以外的电量缴纳偏差考核费用。为保障电力供应平衡，经营主体允许的偏差率为D4%，超出允许的偏差率以外的电量缴纳偏差考核费用；偏差电量考核价格=当期燃煤机组基准电价×10%。

7.2 用户侧结算

批发用户（售电公司）电能量电费包含跨区跨省结算电费、中长期合约电能量电费、偏差电能量电费、偏差考核费用等。计算公式如下：

C支出=C跨区跨省电费+C中长期合约+C偏差电费+C偏差考核费用

其中：

C支出为批发用户（售电公司）电费支出；

C跨区跨省电费为批发用户（售电公司）跨区跨省电能量电费；

C中长期合约为批发用户（售电公司）省内中长期合约电能量电费；

C偏差电费为批发用户（售电公司）中长期偏差电费。

C偏差考核费用为批发用户（售电公司）的偏差考核费用；

7.2.1 跨区跨省结算电费

跨区跨省交易电量电费由广州电力交易中心结算，并向相关市场主体发布结算依据。交易中心根据广州电力交易中心发布的跨区跨省市场结算电量电费结算依据，将跨区跨省市场交易电量电费合并至市场主体账单。

7.2.2 省内中长期合约电量电费结算

用户侧省内中长期合约电量电费按交易合约分时段电量和分时段价格全量结算。中长期合约电量为正数代表买入电量，中长期合约电量为负数代表卖出电量。

计算方式如下：

C中长期合约=∑（Q中长期合约，i×P中长期合约，i）

其中：

C中长期合约为用户侧中长期合约电能量电费；

Q中长期合约，i为用户侧第i份中长期合约电量；

P中长期合约，i为用户侧第i份中长期合约价格。

7.2.3 中长期偏差电量电费结算

用户侧偏差电量等于实际用电量减去跨区跨省结算电量减去省内中长期合约电量，按照偏差价格结算偏差电费。计算公式如下：

C偏差电费=（Q实际用电-Q跨区跨省结算电量-∑Q中长期合约，i）×P偏差价格

其中：

C偏差电费为用户侧中长期合约偏差电费；

Q实际用电为用户侧月度实际用电量；

Q跨区跨省结算电量为用户侧当月跨区跨省结算电量；

Q中长期合约，i为用户侧第i份中长期合约电量；

P偏差价格为用户侧偏差价格。

7.2.4 用户侧偏差考核电量电费结算

允许偏差范围外的偏差电量进行考核，按偏差电量考核价格计算偏差电量考核费用。计算公式如下：

C偏差考核费用=Q偏差考核电量×P偏差考核价格

其中：

C偏差考核费用为用户侧偏差考核费用；

Q偏差考核电量为用户侧允许偏差范围外的偏差电量；

P偏差考核价格为偏差电量考核价格。

7.3 发电企业结算

发电交易单元结算费用包含跨区跨省结算电费、省内中长期合约电量电费、偏差电量电费、偏差考核费用、市场分享（分摊）费用、市场损益费用等；计算公式如下：

R收入=R跨区跨省结算电费+R中长期合约+R偏差电费+R偏差考核费用

其中：

R收入为发电交易单元的电费收入；

R跨区跨省结算电费为发电交易单元跨区跨省市场结算电量电费收入；

R中长期合约为发电交易单元省内中长期合约电能量电费收入；

R偏差电费为发电交易单元中长期合约偏差电费收入。

R偏差考核费用为发电交易单元的偏差考核费用；

7.3.1 跨区跨省结算电费

跨区跨省交易电量电费由广州电力交易中心结算，并向相关发电交易单元发布结算依据。交易中心根据广州电力交易中心发布的跨区跨省市场结算电量电费结算依据，将跨区跨省市场交易电量电费合并至发电交易单元账单。

7.3.2 省内中长期合约电量电费结算

7.3.2.1发电交易单元省内市场结算电量为上网结算电量减去跨区跨省结算电量。

7.3.2.2发电交易单元省内中长期合约电量电费按交易合约电量和对应的交易价格全量结算。中长期合约电量为正数代表卖出电量，中长期合约电量为负数代表买入电量。

计算方式如下：

R中长期合约=∑（Q中长期合约，i×P中长期合约，i）

其中：

R中长期合约为发电交易单元中长期合约电能量电费收入；

Q中长期合约，i为发电交易单元第i份中长期合约电量；

P中长期合约，i为发电交易单元第i份中长期合约价格。

7.3.3 市场偏差电量电费结算

发电交易单元偏差电量等于省内市场结算电量减去跨区跨省结算电量减去省内中长期合约电量，按照偏差价格结算偏差电费。计算公式如下：

Q省内市场结算电量=Q上网结算电量-Q跨区跨省结算电量

R偏差电费=（Q省内市场结算电量-∑Q中长期合约，i）×P偏差价格

其中：

R偏差电费为发电交易单元中长期合约偏差电费；

Q省内市场结算电量为发电交易单元当月省内市场结算电量；

Q中长期合约，i为发电交易单元第i份中长期合约电量；

P偏差价格为发电交易单元偏差电量结算价格。

7.3.4 偏差考核电量电费结算允许偏差范围外的偏差电量进行考核，按偏差电量考核价格计算偏差电量考核费用。计算公式如下：

R偏差考核费用=Q偏差考核电量×P偏差考核价格

其中：

R偏差考核费用为发电交易单元偏差考核费用；

Q偏差考核电量为发电交易单元允许偏差范围外的偏差电量；

P偏差考核价格为偏差电量考核价格。

7.3.5未直接参与市场化交易的新能源发电主体上网电量按照同类项目当月全市场直接交易加权平均价开展月度结算；不开展偏差考核结算。

7.4 电网企业结算

7.4.1 电网代购（优购）市场电量电费包括省内中长期合约电能量电费、偏差电能量电费。计算公式如下：

C电网代购（优购）电量电费=C电网代购（优购）市场合约+C偏差电费+C偏差考核费用

其中：

C电网代购（优购）电量电费为电网代购（优购）市场电费；

C电网代购（优购）市场合约为电网代购（优购）中长期合约电能量电费；

C偏差电费为电网代购（优购）市场偏差电费；

7.4.2 电网代购（优购）实际结算电量计算公式如下：

Q电网代购（优购）结算电量=（Q发电侧上网结算电量-Q用户侧总用电）-（Q跨区跨省送出侧结算电量-Q跨区跨省受入侧结算电量）

其中：

Q电网代购（优购）结算电量为电网代购（优购）市场电量的实际结算电量；

Q发电侧上网结算电量为发电交易单元上网结算电量；

Q用户侧总用电为用户侧的实际用电量；

Q跨区跨省送出侧结算电量为当月跨区跨省送出侧结算市场电量；

Q跨区跨省受入侧结算电量为当月跨区跨省受入侧结算市场电量。

7.4.3 电网代购（优购）中长期合约电量电费结算

电网代购（优购）中长期合约电量电费按交易合约电量和交易价格全量结算。计算公式如下：

C电网代购（优购）中长期合约=∑（Q电网代购（优购）中长期合约，i×P电网代购（优购），i）

其中：

C电网代购（优购）中长期合约为电网代购（优购）中长期合约电量电费；

Q电网代购（优购）中长期合约，i为电网代购（优购）第i份中长期合约电量；

P电网代购（优购），i为电网代购（优购）第i份中长期合约价格。

7.4.4 电网代购（优购）偏差电量电费结算

电网代购（优购）偏差电量等于电网代购（优购）实际结算电量减去电网代购（优购）中长期合约电量总和；按照偏差价格结算偏差电费。计算公式如下：

C偏差电费=（Q电网代购（优购）结算电量-∑Q电网代购（优购）中长期合约，i）×P偏差价格

其中：

C偏差电费为电网代购（优购）市场偏差电费；

Q电网代购（优购）结算电量为电网代购（优购）市场电量的实际结算电量；

Q电网代购（优购）中长期合约，i为电网代购（优购）第i份中长期合约电量；

P偏差价格为电网代购（优购）市场偏差电量结算价格。

7.4.5 电网代购（优购）偏差考核电量电费结算

允许偏差范围外的偏差电量进行考核，按偏差电量考核价格计算偏差电量考核费用。计算公式如下：

C偏差考核费用=Q偏差考核电量×P偏差考核价格

其中：

C偏差考核费用为电网代购（优购）市场偏差考核费用；

Q偏差考核电量为电网代购（优购）市场允许偏差范围外的偏差电量；

P偏差考核价格为偏差电量考核价格。

8. 绿电绿证结算

8.1 结算原则

8.1.1 交易中心按照省内结算实施细则相关结算流程和结算周期等要求，向绿电交易主体出具绿电交易电费结算依据，结算依据应包含以下内容：

（一）电能量部分结算电量、价格、结算费用；

（二）绿电环境价值结算数量、价格、结算费用；

（三）电能量部分偏差结算费用。

8.1.2 绿电交易保持电网企业结算模式。根据交易中心出具的结算依据，电力用户向电网企业缴纳绿色电力的电能量费用和绿证价格费用；电网企业向发电交易单元支付相应费用；售电公司按照交易中心出具的结算依据与电网企业进行结算。

8.1.3 绿电交易电能量与绿电环境价值分开结算，纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿电环境价值收益。其中绿电交易电能量费用以小时为基本计算时段，绿电环境价值费用以月为基本计算时段。跨经营区、跨区跨省绿电交易产生的绿电环境价值由广州电力交易中心负责结算，省内绿电交易产生的绿电环境价值由交易中心负责结算。

8.1.4 经营主体同时参与跨经营区、跨省跨区、省内绿色电力交易时，按照跨经营区、跨省跨区、省内绿色电力交易总合同电量各自占比计算对应的用电量或上网电量，作为各自绿证部分结算的边界。

8.1.5 绿电环境价值结算电量按当月合同电量、发电交易单元绿电环境价值市场结算上网电量扣除机制电量、批发电力用户（售电公司）绿证价格结算用电量三者取小的原则确定结算电量，原则上以兆瓦时的整数倍取值，不足1兆瓦时的电量尾差暂不结算。

8.2 电能量费用结算

批发侧电能量费用按照市场交易规则或有关交易方案开展电能量费用结算。零售侧根据零售用户及其代理的售电公司签订的零售合同约定开展电能量费用结算。

8.3 绿电环境价值费用结算

8.3.1 交易中心以月度为周期开展绿电环境价值费用结算。

R绿电环境价值=∑（Q绿电环境价值，i×P绿电环境价值,，i）

其中：

R绿电环境价值为经营主体的绿电环境价值费用；

Q绿电环境价值，i为经营主体第i份绿电交易合同的绿电环境价值结算电量；

P绿电环境价值,i为经营主体第i份绿电交易合同的绿电环境价值。

8.3.2 依据发电主体交易单元第i份绿电交易合同电量Q合同，i占该交易单元当月所有合同电量Q总合同的比例，分解该交易单元当月实际上网电量扣减机制结算电量后的剩余部分，作为该笔合同对应的扣减机制电量后剩余实际上网电量Q发电，i，以兆瓦时为单位向下取整。同一发电交易单元第i份绿电环境价值结算上网电量计算方式如下：

Q绿电环境价值市场结算上网电量，i=（Q总市场结算上网电量－Q机制电量）×（Q合同，i/Q总合同）

其中：

Q绿电环境价值市场结算上网电量，i为发电交易单元第i份绿电交易合同的绿电环境价值市场结算上网电量；

Q总市场结算上网电量为发电交易单元总市场结算上网电量；

Q机制电量为发电交易单元机制电量；

Q合同，i为发电交易单元签订的第i份绿电交易合同电量；

Q总合同为发电交易单元批发市场签订的合同总电量。

8.3.3 依据电力用户第i份绿电交易合同电量Q合同，i占该电力用户当月所有绿电交易合同电量Q总合同的比例，分解该电力用户当月实际用电量，作为该笔合同对应的实际用电量Q用电，i，以兆瓦时为单位向下取整。同一电力用户第i份绿证价格结算上网电量计算方式如下：

Q绿电环境价值市场结算用电量，i=Q实际用电量×（Q合同，i/Q总合同）

其中：

Q绿电环境价值市场结算上网电量，i为电力用户第i份绿电交易合同的绿电环境价值市场结算上网电量；

Q实际用电量为电力用户实际用电量；

Q合同，i为电力用户签订的第i份绿电交易合同电量；

Q总合同为电力用户签订的绿电交易合同总电量。

8.3.4 取第i份绿电交易合约对应的实际上网电量Q发电，i、对应的实际用电量Q用电，i以及合同电量三者的较小值，作为每笔合同当月的绿证（绿电环境价值）结算电量Q绿色环境价值，i。以兆瓦时为单位向下取整。

Q绿电环境价值i=min（Q发电，i，Q用电，i，Q合同，i）

其中：

Q绿电环境价值，i为经营主体第i份绿电交易合同的绿电环境价值结算电量；

Q发电，i为发电交易单元第i份绿电交易合同对应的市场结算上网；

Q合同，i为经营主体签订的第i份绿电交易合同电量；

Q用电，i为电力用户第i份绿电交易合同对应的实际用电量。

8.4. 绿电环境价值偏差补偿费用

8.4.1 当绿电批发市场购售双方的上网电量和用电量对应的绿证数量均未达到合同约定要求时，绿电环境价值偏差补偿费用为0。

8.4.2 绿证偏差数量小于等于合同约定数量比例时，绿证偏差量为0，不需要支付补偿费用；绿证偏差数量大于合同约定数量比例的部分计入偏差量，绿电环境价值偏差补偿费用等于偏差量乘以合同约定的绿证偏差补偿价格，由未达到合同约定电量的一方向合同另一方支付补偿费用。

Q绿证偏差，i=Q合同，i-Q绿电环境价值，i

当Q绿证偏差，i≤Q合同i×D3%，R绿电环境价值偏差补偿费用，i=0

当Q绿证偏差，i>Q合同i×D3%，Q偏差量，i=Q绿证偏差，i-Q合同，i×D3%

R绿电环境价值偏差补偿费用，i=Q偏差量，i×P绿电环境价值偏差补偿价格，i

其中：

Q绿证偏差，i为第i份合同对应的绿证数量与合同的差值，差值不足1MW部分向上取整；

Q绿电环境价值，i为经营主体第i份绿电交易合同的绿电环境价值结算电量；

Q合同，i为经营主体签订的第i份绿电交易合同电量；

Q偏差量，i为超出第i份绿电交易合同约定数量比例的偏差量；

P绿电环境价值偏差补偿价格，i为第i份绿电交易合同约定绿证偏差补偿价格；

D3%为绿电交易合同约定数量比例。

9. 追退补和清算管理

9.1 结算依据正式发布后，因市场经营主体原因、数据异常、政策或规则调整等原因，需对结算依据调整而开展的追退补及清算工作。追退补应设追溯期，原则上不超过12个月。

9.2 月度结算前发生的当月电量差错或政策调整退补，根据供电企业推送的修正电量，按日重新计算后并入当月结算依据。

9.3 实际用电主体变更、暂停、销户等业务变更和计量故障等业务涉及退补电量时启动非周期暂收，电网企业暂按当月电网企业代理购电工商业电价计算，月度市场交易结算时多退少补。

9.4 开展追退补和清算时，首先应由电力交易机构编制追退补和清算的结算依据并发布后，再由电网企业开展电费追退补和清算。

9.5 结算依据或电费账单发布后，如市场经营主体存在异议，可在15个工作日内分别向电力交易机构、电网企业提出结算问询。电力交易机构、电网企业在收到问询后，5个工作日内确认和评估问询是否属实，经核查属实的，在满足结算条件的下一结算周期进行追退补或清算。

9.6 对于跨月电量差错退补事项，按照以下规则处理：

9.6.1 对直接参与交易的发电交易单元分时差错电量按差错月份直接参与交易的发电交易单元实时市场分时价格进行退补结算；对未直接参与市场化交易的新能源发电主体分时差错电量由电网企业按照差错月份对应的结算价格对差错电量进行退补结算；对用户侧分时差错电量按差错月份用户侧实时市场统一结算点分时价格进行退补结算。

9.6.2 根据零售用户差错月份的结算价格重新计算电费，与差错月份已结电费的差额，作为零售用户退补电费。

9.6.3 售电公司批发侧退补电费与其代理零售用户退补电费的差额，作为售电公司的退补电费。

9.6.4 上述各项退补电费纳入退补实施月份一并结算；退补造成的不平衡纳入年度偏差清算，由市场发电侧按上网结算电量（已扣减该时段的优先计划电量）比例分摊或分享。

9.6.5 用户侧或发电侧在一个自然年内，发生差错月份分时差错电量绝对值累计值大于用户侧或发电侧发生差错月份总电量的2%时，该差错月份电网企业结算的代购市场电量费用应做联动调整结算。

电网企业代购市场电量费用联动调整金额计算公式为：

C联动退补，t=Q退补，t×P日前统一,t

其中：

C联动退补，t为T时段需联动调整的电网代购联动退补电费；

Q退补，t为全市场T时段退补电量；

P日前统一,t为日前市场T时段统一结算点电价。

电网企业代购市场电量费用联动退补电费，由交易中心在次年1季度按自然年累计分时电量差错进行计算，并推送至电网企业。年度计算完成后，用户侧或发电侧发生上年度分时电量差错的不再联动调整结算电网企业代购市场电量费用，退补造成的不平衡纳入电网企业代理购电损益疏导。

9.7 因市场交易和结算规则（细则）、电价政策等发生变化，需要调整电费的，由交易中心依照相应规则（细则）或政策开展电费退补。

9.8 月度结算前发生的因电量差错等引起的机组分摊及返还电费调整，根据重新推送的结算数据，按日重新计算后并入当月结算依据。月度结算后发现的机组电量差错引起的机组分摊及返还电费调整不予退补调整。

9.9 对于月度结算后的考核补偿结果差错按退补方式进行处理。经营主体需按照规定开展发电侧考核申诉及退补申请，除技术系统故障等原因导致考核边界数据差错外，原则上不开展发电侧考核退补。

9.9.1 经营主体须在规定时间内通过调度机构技术系统进行申诉，由调度机构审核处理并批准考核结果。经营主体对考核结果存在疑义的，需在月度结算基础数据准备截止时间之前通过调度机构技术系统进行申诉。经营主体因自身原因未及时在调度机构技术系统提交申诉理由或未正确填写申诉理由导致申诉未通过，原则上均不予受理，默认为同意考核结果。

9.9.2 在每月第2个工作日前，调度机构对经营主体申诉开展数据复核、修正及重推，交易中心按照日清重算处理。

9.9.3 若需跨月退补，由经营主体向交易中心提出发电侧考核退补申请，由调度中心核查并出具意见，交易中心依据调度中心出具的意见开展跨月退补结算。

9.9.4 由于技术系统问题导致需进行机组考核补偿修正的，按修正后数据重新计算对应主体的考核补偿退补电费，计入该经营主体电费退补向在实施退补月份一并结算。

9.10 考核、补偿等相关返还及分摊电费的退补调整，如需分摊和分享，纳入实施退补月份处理；因电量变化引起差错月份经营主体分摊比例的差异不作电费调整。市场形成价格不因事后电量调整进行重算。

9.11 对于发电及用户档案、电量等差错超出追溯有效期和用户差错月份对应的代理售电公司现已退市或无履约担保的，由电网公司按照同期代理购电电价对用户开展差错追退补工作，按照同期代购市场电量价格对电厂开展差错追退补工作。

10.辅助服务结算

调频、备用等辅助服务费用按国家有关政策规定和辅助服务市场规则执行。现阶段，由调度机构负责调频市场、“两个细则”、经营主体辅助服务调用及执行情况记录，开展辅助服务补偿、分摊等相关费用计算，并将费用计算结果推送电力交易中心。电力交易中心根据费用计算结果，与其他交易费用合并出具结算依据，向经营主体公开，并推送至电网企业。电网企业负责辅助服务计量工作，并开展辅助服务费用收付。

11.规则调整生效时间与电费结算周期的衔接机制

为保障市场电费按期结算、电费资金正常周转，市场结算规则和月度结算依据发布时间原则上不作临时性调整。因国家政策变化、市场规则确需调整或遇重大节假日等影响结算流程时，可适度延后结算发布，具体以电力交易机构通知为准。原则上规则调整应在结算月次月5日前完成相关调整文件发布，或研究后续月份结算执行方案。

12. 附则

12.1 本实施细则与国家或省内出台最新的政策、文件规定不符的，从其规定。

12.2 本实施细则自印发日的次月1日起生效，原《海南电力市场结算实施细则（2025年V1.1版）》（海南交易〔2026〕20号附件3）、《海南电力市场结算实施细则（非现货环境下1.0版）》（海南交易〔2024〕30号附件3）同时废止。

附录一

术语定义

（1）批发用户：指直接参与批发市场，向发电企业购电的电力用户。

（2）零售用户：指通过售电公司代理参与批发市场交易的电力用户。

（3）用户侧：指售电公司和批发用户。

（4）市场购电用户：指直接从电力市场购电的批发用户和零售用户。

（5）电网代购：指未直接从电力市场购电，由电网企业代理购电的工商业用户。

（6）电网优购：指由电网企业代理购电，并执行居民（含执行居民电价的公益性事业用户）、农业目录销售电价政策和标准的用户。

（7）节点电价：指在满足当前输电网络设备约束条件和各类其他资源的工作特点的情况下，在某一节点增加单位负荷需求时所需要增加的边际成本。节点电价由系统电能价格与阻塞价格两部分构成。

（8）统一结算点电价：统一结算点是用于现货三部制结算的虚拟节点。现阶段，对用户侧和电网代购（优购）日前（实时）市场的每小时统一结算点电价按照海南电力市场现货电能量交易实施细则规则执行。

（9）用电侧日前市场月度加权平均综合电价：指当月日前所有统一结算点分时电价与当月市场各时段总用电量占比进行加权计算的价格。

（10）机组日前市场月度加权平均综合电价：指当月日前市场所有机组节点分时电价按对应时段上网电量（已扣减该时段的优先计划电量）占比进行加权计算的价格。

（11）日前市场加权平均电价：指当月所有机组日前市场所有机组节点分时电价按对应时段日前市场出清电量（已扣减该时段的优先计划电量）占比进行加权计算的价格。

（12）实时市场加权平均电价：指当月所有机组实时市场所有机组节点分时电价按对应时段日前市场出清电量（已扣减该时段的优先计划电量）占比进行加权计算的价格。

（13）月度批发市场的结算均价：指结算月批发市场的度电支出，含年、多月、月、周、现货市场电能量支出及各项分摊返还。

附录二

计量电量拟合规则

对于参与市场的用户及发电企业，截至到D+2天12:00时，计量系统仍无法采集到其电表数据时，则由电网公司提供电量拟合数据用于市场化结算，拟合规则如下：

一、高压用户及发电企业

1.当主表采集失败无表码数据时，如副表采集成功有表码数据，则所缺表码数据采用副表行度进行近似拟合，如主表6:00表码缺失，副表5:00、6:00表码未缺失，主表6:00表码=主表5:00表码+（副表6:00表码-副表5:00表码），需从00:00表码开始扫描是否存在缺点，进行拟合。

2.当双表采集失败无电量数据时，且连续时间点内缺点数小于等于2小时，属非换表事件的取主表缺点区间内前后时间点的区间电量算术平均值做为电量拟合值，属换表事件的则按换表事件拟合处理。

3.当双表采集失败无电量数据时，且连续时间点内缺点数大于等于3个时，但不超过D+1日0点：（1）属于暂停、自停、停电的,若停电时间区间内存在度差，则度差值作为区间内第一个点的拟合电量，区间内其它点按0电量拟合处理；若无度差，则区间内所有点按0电量拟合处理。属于非暂停、非自停、非停电的，根据同日期属性（详见日期属性说明）历史电量（以下简称“历史电量”）比例分摊区间总电量，如历史电量为0，则取主表缺点总区间内前后时间点的小时电量算术平均值作为区间内所有点电量拟合值。

4.当双表采集失败无电量数据时，且连续时间点内缺点数大于等于3个时，超过D+1日0点：（1）属于暂停、自停、停电,按0电量拟合处理。（2）属于非暂停、非自停、非停电，按历史电量拟合处理，若历史电量不存在，则使用近7天每小时的平均电量拟合(下同)。

5.由于台风、洪涝等原因无法及时获知用户实际现场是否正常用电情况，则以工作日、双休日、节假日的日期属性按以上规则进行拟合。

6.采用拟合电量数据进行结算，如跨越结算期重新获得电表实际表码，且当日拟合总电量偏差超过实际电量±10%时，则按照电量追补原则进行处理。

7.由于换表期间造成表码缺失，根据换表起止时间，若换表前最后一个整点表码缺失，则将旧表止码替换为该点表码；若换表后第一个整点表码缺失，则将新表起码替换为该点表码。

8.在存在相关营销工单情况下，计量系统根据营销工单中的现场截止表码替换相应时刻的表码数据，并将新表码推送至营销系统。（备注：目前计量系统支持替换表码的营销工单类型有：换表、销户、增容、减容、计量点新装、拆除、营销暂停、非永久性减容。）

9.针对用户每月1日0点的小时数据（包括：实时数据、负荷曲线数据），采用计量系统月冻结数据进行替换，确保小时累计电量与月度电量保持一致。如果计量系统月冻结缺数，营销系统应反送月结的手工表码数据（人工手抄、点抄等），计量自动化系统根据手工抄表数据进行拟合重算。

10.经计算后的拟合电量需转换成拟合表码数据进行推送。转换原则：拟合表码=基准初始表码+（拟合电量/综合倍率）。如用户缺少基准初始表码依然推送拟合电量至营销。11.按旬进行电量的区间修正。每月2日修正上一整月的表码数据，每月10日、20日、30日分别修正1-8日、1-18日、1-28日的表码数据，并将更新的表码数据推送至营销系统。其中，2月份只在2日、10日、20日进行表码修正。

二、低压用户

1.按照现有低压集抄采集模式，对于低压用户数据按日进行采集。

2.结合不同行业用电特性，可制定用户小时典型负荷曲线。对计量自动化系统采集日电量数据，按小时典型负荷曲线分解拟合至小时形成小时电量。若无典型负荷曲线，均分日电量形成小时电量。

3.低压日数据缺数情况下，按照最近一个有电量采集日的日电量数据进行拟合。

4.分时电量累计值原则上应与用于月结算的总抄表电量保持一致。各费率时段尖、峰、平、谷电量以对应时段的小时电量累加计算。

三、发电企业

1.当发电企业具备独立机组分时计量条件时，参照高压用户拟合规则进行电量数据拟合。

2.当发电企业、光伏发电户具暂不具备独立机组分时计量条件时，采用以下原则对机组电量进行拟合：

（一）电网企业根据发电企业各机组发电出口侧计量表日电量数据占结算关口日总电量的比例计算出各机组日电量。

（二）光伏发电户采用基于光照特性的典型曲线拟合，日电量参考典型光伏发电曲线进行小时电量按比例分摊。

（三）光伏发电户非停运缺采事件采用近7天同时段平均发电量拟合，根据典型光伏发电曲线对应时段系数进行分摊。

附录三

计量电量拟合补充说明

日期属性及详细说明

1.日期属性

日期属性分为三种：工作日、双休日、国家法定节假日。其中节假日分为小长假（元旦、五一、清明等）和大长假（春节、国庆）两类；每天内的时间区段定义为（D日1:00-D+1日0:00），即D+1号0:00点数据为定义为D号24点数据。

2.详细说明

（1）如果缺点时间段区间在工作日内，按上一个月份工作日数据的平均值拟合处理，即5月22日（星期二）1:00-2:00缺数,以4月份每个工作日1:00-2:00数的平均值进行拟合。

（2）如果缺点时间段区间在双休日内，按上一个月份双休日区间数据的平均值拟合处理；如：2018年6月9日（周六）2:00-3:00缺数，则用2018年5月每个周六、日2:00-3:00数据的平均值进行拟合。

（3）如果缺点时间段区间在法定节假日内，按最近一个同类型节假日区间数据拟合处理。其中：节假日分为小长假（元旦、五一、清明、端午、中秋等）和大长假（春节、国庆）两类，小长假数据参照最近三个同类假期的数据均值拟合处理，大长假数据取上年同类假期数据均值拟合处理。无历史类比数据的参照上一个假期日数据均值拟合处理。

第一种情况：2018年6月17日（端午）2:00-3:00缺数，则取2018年元旦、清明、五一假期（3个小长假）2:00-3:00数据的平均值拟合处理。

第二种情况：2018年6月17日（端午）2:00-3:00缺数，若该用户在2018年1月10日后建档，则取2018年清明、五一假期（2个小长假）2:00-3:00数据的平均值拟合处理。若该用户在2018年4月15日后建档，则取2018年五一假期（1个小长假）2:00-3:00数据的平均值拟合处理。第三种情况：2018年10月2日（国庆）2:00-3:00缺数，则用2017年10月国庆7天2:00-3:00数据的平均值拟合处理。第四种情况：2018年10月2日（国庆）2:00-3:00缺数，若该用户2018年1月1日后才建档，不存在2017年国庆7天的数据，则用2018年春节期间2:00-3:00数据的平均值拟合处理；若该用户2018年5月1日后才建档，不存在2017年国庆与2018年春节的数据，则用2018年中秋节期间2:00-3:00数据的平均值拟合处理。

缺点时间段区间在横跨工作日/双休日和法定节假日时间段内，则先将该区间段分别工作日/双休日和法定节假日分开，再分别按上述工作日/双休日、去年法定节假日的数据拟合处理。

二、规则解释及补充

1.全部以正向有功总数据项进行缺数判断。

2.国家法定节假日：以每年国务院公开颁布的法定节假日为准，分为小长假（元旦、清明、五一、端午、中秋）和大长假（春节、国庆）两类。

3.现货数据发布（含拟合电量）取数优先级：主终端主表表码备终端主表表码主终端副表电量备终端副表电量主表的区间电量或历史电量。

4.连续缺点数的判断范围遵循“前三后三”原则。以D日为例，连续缺点数判断范围从D日的0点往前推3个小时点（即：D-1日21点），一直到D日23:00及往后顺推3个小时（即：D+1日2点）截止。如：计量系统是按日推送数据至营销，如果用户在1:00缺数、2:00不缺数，在考虑1:00-2:00间的拟合电量时，应从1:00往前追溯确定缺数点是否超过3个，以确定拟合电量的类型（平均值、历史电量比例、历史电量等）。

5.使用历史电量数据进行拟合的（基础表码及小时电量增加异常标志，拟合中不参考有异常标志的数据）,如历史电量不存在，使用近7天每小时的平均电量进行拟合，仍未能拟合成功的，则直接拟合为0电量。

6.（拟合）电量采用前时标记录电量时标，如：2点表码-1点表码=1点（拟合）电量。拟合电量数应为连续缺点数（N）+1，如：某天2:00缺失1个表码，需要拟合1:00-2:00及2:00-3:00的2个电量；某天2:00和3:00缺失表码，则应同时拟合1:00-2:00，2:00-3:00和3:00-4:00的3个电量，以此类推。

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海南省发展和改革委员会关于2026年海南电力市场化交易有关事项的补充通知

附件1

海南省2026年第三季度分布式光伏

配电网可开放容量表

序号

所属省份

所属地市

所属区县

所属乡镇

可开放容量（万千瓦）

乡镇接入预警等级

海南省

海口市

秀英区

秀英街道

2.8

良好

海南省

海口市

秀英区

海秀街道

2.0

良好

海南省

海口市

秀英区

长流镇

7.6

良好

海南省

海口市

秀英区

西秀镇

0.2

良好

海南省

海口市

秀英区

海秀镇

1.3

良好

海南省

海口市

秀英区

石山镇

1.0

良好

海南省

海口市

秀英区

永兴镇

0.8

良好

海南省

海口市

秀英区

东山镇

0.5

良好

海南省

海口市

龙华区

中山街道

1.0

良好

海南省

海口市

龙华区

滨海街道

1.8

良好

海南省

海口市

龙华区

金贸街道

0.9

良好

海南省

海口市

龙华区

大同街道

1.4

良好

海南省

海口市

龙华区

海垦街道

3.3

良好

海南省

海口市

龙华区

金宇街道

3.4

良好

海南省

海口市

龙华区

城西镇

1.8

良好

海南省

海口市

龙华区

龙桥镇

1.8

良好

海南省

海口市

龙华区

新坡镇

0.1

良好

海南省

海口市

龙华区

遵谭镇

0.2

良好

海南省

海口市

龙华区

龙泉镇

0.6

良好

海南省

海口市

琼山区

国兴街道

1.9

良好

海南省

海口市

琼山区

府城街道

1.2

良好

海南省

海口市

琼山区

滨江街道

1.7

良好

海南省

海口市

琼山区

凤翔街道

1.7

良好

海南省

海口市

琼山区

龙塘镇

0.4

良好

海南省

海口市

琼山区

云龙镇

0.6

良好

海南省

海口市

琼山区

红旗镇

0.2

良好

海南省

海口市

琼山区

三门坡镇

0.0

受限

海南省

海口市

琼山区

大坡镇

0.0

受限

海南省

海口市

琼山区

甲子镇

0.0

受限

海南省

海口市

琼山区

旧州镇

0.1

一般

海南省

海口市

美兰区

海府街道

0.9

良好

海南省

海口市

美兰区

蓝天街道

0.7

良好

海南省

海口市

美兰区

博爱街道

0.7

良好

海南省

海口市

美兰区

海甸街道

2.6

良好

海南省

海口市

美兰区

人民路街道

0.0

受限

海南省

海口市

美兰区

白龙街道

2.7

良好

海南省

海口市

美兰区

和平南街道

0.3

良好

海南省

海口市

美兰区

新埠街道

2.1

良好

海南省

海口市

美兰区

白沙街道

0.1

良好

海南省

海口市

美兰区

灵山镇

4.9

良好

海南省

海口市

美兰区

演丰镇

1.2

良好

海南省

海口市

美兰区

三江镇

0.4

良好

海南省

海口市

美兰区

大致坡镇

0.0

受限

海南省

三亚市

海棠区

/

5.7

良好

海南省

三亚市

吉阳区

/

15.1

良好

海南省

三亚市

天涯区

/

7.9

良好

海南省

三亚市

崖州区

/

2.4

良好

海南省

儋州市

儋州市

那大镇

0.9

良好

海南省

儋州市

儋州市

和庆镇

0.1

良好

海南省

儋州市

儋州市

南丰镇

0.0

受限

海南省

儋州市

儋州市

大成镇

0.0

受限

海南省

儋州市

儋州市

雅星镇

0.1

良好

海南省

儋州市

儋州市

兰洋镇

0.0

受限

海南省

儋州市

儋州市

光村镇

0.1

一般

海南省

儋州市

儋州市

木棠镇

0.1

良好

海南省

儋州市

儋州市

海头镇

0.4

良好

海南省

儋州市

儋州市

峨蔓镇

0.1

良好

海南省

儋州市

儋州市

王五镇

0.1

良好

海南省

儋州市

儋州市

白马井镇

1.2

良好

海南省

儋州市

儋州市

中和镇

0.4

良好

海南省

儋州市

儋州市

排浦镇

0.1

良好

海南省

儋州市

儋州市

东成镇

0.4

良好

海南省

儋州市

儋州市

新州镇

0.3

良好

海南省

儋州市

儋州市

三都街道

1.3

良好

海南省

琼海市

琼海市

嘉积镇

2.1

良好

海南省

琼海市

琼海市

万泉镇

0.4

良好

海南省

琼海市

琼海市

石壁镇

0.1

良好

海南省

琼海市

琼海市

中原镇

0.4

良好

海南省

琼海市

琼海市

博鳌镇

0.5

良好

海南省

琼海市

琼海市

阳江镇

0.2

良好

海南省

琼海市

琼海市

龙江镇

0.2

良好

海南省

琼海市

琼海市

潭门镇

1.2

良好

海南省

琼海市

琼海市

塔洋镇

0.2

良好

海南省

琼海市

琼海市

长坡镇

0.2

良好

海南省

琼海市

琼海市

大路镇

0.2

良好

海南省

琼海市

琼海市

会山镇

0.2

良好

海南省

文昌市

文昌市

文城镇

2.6

良好

海南省

文昌市

文昌市

重兴镇

0.0

受限

海南省

文昌市

文昌市

蓬莱镇

0.1

良好

海南省

文昌市

文昌市

会文镇

0.6

良好

海南省

文昌市

文昌市

东路镇

0.0

受限

海南省

文昌市

文昌市

潭牛镇

0.4

良好

海南省

文昌市

文昌市

东阁镇

0.0

受限

海南省

文昌市

文昌市

文教镇

0.0

受限

海南省

文昌市

文昌市

东郊镇

0.9

良好

海南省

文昌市

文昌市

龙楼镇

0.3

良好

海南省

文昌市

文昌市

昌洒镇

0.7

良好

海南省

文昌市

文昌市

翁田镇

0.4

良好

海南省

文昌市

文昌市

抱罗镇

0.0

受限

海南省

文昌市

文昌市

冯坡镇

0.2

良好

海南省

文昌市

文昌市

锦山镇

0.0

受限

海南省

文昌市

文昌市

铺前镇

0.1

一般

海南省

文昌市

文昌市

公坡镇

0.0

受限

海南省

澄迈县

澄迈县

金江镇

2.1

良好

海南省

澄迈县

澄迈县

老城镇

3.9

良好

海南省

澄迈县

澄迈县

瑞溪镇

0.0

受限

海南省

澄迈县

澄迈县

永发镇

0.1

良好

海南省

澄迈县

澄迈县

加乐镇

0.0

受限

海南省

澄迈县

澄迈县

文儒镇

0.1

一般

海南省

澄迈县

澄迈县

中兴镇

0.0

受限

海南省

澄迈县

澄迈县

任兴镇

0.0

受限

海南省

澄迈县

澄迈县

福山镇

0.5

良好

海南省

澄迈县

澄迈县

桥头镇

0.3

良好

海南省

澄迈县

澄迈县

大丰镇

0.1

良好

海南省

万宁市

万宁市

万城镇

1.4

良好

海南省

万宁市

万宁市

龙滚镇

0.0

受限

海南省

万宁市

万宁市

和乐镇

0.1

良好

海南省

万宁市

万宁市

后安镇

0.8

良好

海南省

万宁市

万宁市

大茂镇

0.2

良好

海南省

万宁市

万宁市

东澳镇

0.8

良好

海南省

万宁市

万宁市

礼纪镇

0.8

良好

海南省

万宁市

万宁市

长丰镇

0.5

良好

海南省

万宁市

万宁市

山根镇

0.2

良好

海南省

万宁市

万宁市

北大镇

0.1

一般

海南省

万宁市

万宁市

南桥镇

0.3

良好

海南省

万宁市

万宁市

三更罗镇

0.2

良好

海南省

昌江县

昌江县

石碌镇

0.0

受限

海南省

昌江县

昌江县

叉河镇

0.0

受限

海南省

昌江县

昌江县

十月田镇

0.0

受限

海南省

昌江县

昌江县

乌烈镇

0.0

受限

海南省

昌江县

昌江县

昌化镇

0.4

良好

海南省

昌江县

昌江县

海尾镇

0.0

受限

海南省

昌江县

昌江县

七叉镇

0.0

受限

海南省

昌江县

昌江县

王下乡

0.0

受限

海南省

东方市

东方市

八所镇

1.8

良好

海南省

东方市

东方市

东河镇

0.0

受限

海南省

东方市

东方市

大田镇

0.2

良好

海南省

东方市

东方市

感城镇

0.4

良好

海南省

东方市

东方市

板桥镇

0.4

良好

海南省

东方市

东方市

三家镇

0.0

受限

海南省

东方市

东方市

四更镇

0.1

良好

海南省

东方市

东方市

新龙镇

0.3

良好

海南省

东方市

东方市

天安乡

0.0

受限

海南省

东方市

东方市

江边乡

0.1

良好

海南省

乐东县

乐东县

抱由镇

0.2

良好

海南省

乐东县

乐东县

万冲镇

0.1

良好

海南省

乐东县

乐东县

大安镇

0.1

一般

海南省

乐东县

乐东县

志仲镇

0.1

良好

海南省

乐东县

乐东县

千家镇

0.1

一般

海南省

乐东县

乐东县

九所镇

0.2

良好

海南省

乐东县

乐东县

利国镇

0.1

良好

海南省

乐东县

乐东县

黄流镇

0.5

良好

海南省

乐东县

乐东县

佛罗镇

0.1

一般

海南省

乐东县

乐东县

尖峰镇

0.0

受限

海南省

乐东县

乐东县

莺歌海镇

0.2

良好

海南省

陵水县

陵水县

椰林镇

1.3

良好

海南省

陵水县

陵水县

光坡镇

0.4

良好

海南省

陵水县

陵水县

三才镇

0.0

受限

海南省

陵水县

陵水县

英州镇

1.8

良好

海南省

陵水县

陵水县

隆广镇

0.1

良好

海南省

陵水县

陵水县

文罗镇

0.0

受限

海南省

陵水县

陵水县

本号镇

0.1

良好

海南省

陵水县

陵水县

新村镇

0.9

良好

海南省

陵水县

陵水县

黎安镇

0.5

良好

海南省

陵水县

陵水县

提蒙乡

0.1

良好

海南省

陵水县

陵水县

群英乡

0.0

受限

海南省

临高县

临高县

临城镇

1.5

良好

海南省

临高县

临高县

波莲镇

0.2

良好

海南省

临高县

临高县

东英镇

0.1

良好

海南省

临高县

临高县

博厚镇

0.4

良好

海南省

临高县

临高县

皇桐镇

0.2

良好

海南省

临高县

临高县

多文镇

0.2

良好

海南省

临高县

临高县

和舍镇

0.1

一般

海南省

临高县

临高县

南宝镇

0.0

受限

海南省

临高县

临高县

新盈镇

0.7

良好

海南省

临高县

临高县

调楼镇

0.4

良好

海南省

临高县

临高县

加来镇

0.1

一般

海南省

定安县

定安县

定城镇

0.1

良好

海南省

定安县

定安县

新竹镇

0.0

受限

海南省

定安县

定安县

龙湖镇

0.0

受限

海南省

定安县

定安县

黄竹镇

0.1

良好

海南省

定安县

定安县

雷鸣镇

0.0

受限

海南省

定安县

定安县

龙门镇

0.0

受限

海南省

定安县

定安县

龙河镇

0.0

受限

海南省

定安县

定安县

岭口镇

0.1

良好

海南省

定安县

定安县

翰林镇

0.1

良好

海南省

定安县

定安县

富文镇

0.0

受限

海南省

屯昌县

屯昌县

屯城镇

0.1

一般

海南省

屯昌县

屯昌县

新兴镇

0.0

受限

海南省

屯昌县

屯昌县

枫木镇

0.0

受限

海南省

屯昌县

屯昌县

乌坡镇

0.1

良好

海南省

屯昌县

屯昌县

南吕镇

0.0

受限

海南省

屯昌县

屯昌县

南坤镇

0.0

受限

海南省

屯昌县

屯昌县

坡心镇

0.1

良好

海南省

屯昌县

屯昌县

西昌镇

0.0

受限

海南省

琼中县

琼中县

营根镇

0.6

良好

海南省

琼中县

琼中县

湾岭镇

0.3

良好

海南省

琼中县

琼中县

黎母山镇

0.4

良好

海南省

琼中县

琼中县

和平镇

0.1

一般

海南省

琼中县

琼中县

长征镇

0.1

一般

海南省

琼中县

琼中县

红毛镇

0.0

受限

海南省

琼中县

琼中县

中平镇

0.0

受限

海南省

琼中县

琼中县

吊罗山乡

0.0

受限

海南省

琼中县

琼中县

上安乡

0.0

受限

海南省

琼中县

琼中县

什运乡

0.0

受限

海南省

保亭县

保亭县

保城镇

0.5

良好

海南省

保亭县

保亭县

什玲镇

0.2

良好

海南省

保亭县

保亭县

加茂镇

0.1

良好

海南省

保亭县

保亭县

响水镇

0.0

受限

海南省

保亭县

保亭县

新政镇

0.1

良好

海南省

保亭县

保亭县

三道镇

0.3

良好

海南省

保亭县

保亭县

六弓乡

0.0

受限

海南省

保亭县

保亭县

南林乡

0.0

受限

海南省

保亭县

保亭县

毛感乡

0.0

受限

海南省

白沙县

白沙县

牙叉镇

0.2

良好

海南省

白沙县

白沙县

七坊镇

0.0

受限

海南省

白沙县

白沙县

邦溪镇

0.0

受限

海南省

白沙县

白沙县

打安镇

0.1

良好

海南省

白沙县

白沙县

细水乡

0.0

受限

海南省

白沙县

白沙县

元门乡

0.0

受限

海南省

白沙县

白沙县

南开乡

0.0

受限

海南省

白沙县

白沙县

阜龙乡

0.0

受限

海南省

白沙县

白沙县

青松乡

0.0

受限

海南省

白沙县

白沙县

金波乡

0.0

受限

海南省

白沙县

白沙县

荣邦乡

0.0

受限

海南省

五指山市

五指山市

通什镇

0.3

良好

海南省

五指山市

五指山市

南圣镇

0.1

良好

海南省

五指山市

五指山市

毛阳镇

0.0

受限

海南省

五指山市

五指山市

番阳镇

0.1

良好

海南省

五指山市

五指山市

畅好乡

0.0

受限

海南省

五指山市

五指山市

毛道乡

0.0

受限

海南省

五指山市

五指山市

水满乡

0.0

受限

备注：1.此次公布的数据为海南电网2026年第三季度配电网可开放容量，项目能否接入电网以电网企业正式回复意见为准。

2.数据单位统一为万千瓦，并保留1个小数点，部分数据因四舍五入在尾数上略有差异，并非计算错误，以公示数值为准。

3.乡镇接入预警等级根据《国家能源局综合司关于印发开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点工作的通知》(国能综通新能(2023)74号)划分。

---

海南省发展和改革委员会关于2026年海南电力市场化交易有关事项的补充通知

附件2

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

（2026年V1.0版）

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 【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。

第五条 【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。

第六条 【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。

第七条 【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

第八条 【新能源项目分类认定】

（一）存量项目认定。2025年10月20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。2025年10月31日前，省能源主管部门将梳理好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2025年5月31日电网企业记录的并网投产信息确定，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、项目质量监督并网意见书二者明确的最晚并网时间确认；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信息确定。

当年竞价成功的所有项目执行机制电价起始时间不早于竞价结果公示次年1月1日。增量已投产项目执行机制电价起始时间为竞价结果公示次年1月1日。竞价时未投产增量项目，机制执行周期起始时间为参与竞价承诺投产时间的次月1日，周期起止时间不受实际投产时间影响；项目实际执行机制电价的起始时间，取参与竞价承诺投产时间次月1日、实际投产时间次月1日二者较晚者。原执行机制起始时间为实际投产时间的项目，按所在批次计算机制周期。

第九条 【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，价格条款按照最新电价政策执行。

第四章 差价费用结算

第十一条 【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）

第十二条 【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。

市场交易均价按海上风电、陆上风电、光伏发电项目分别归类计算，每类项目均纳入该类全部项目（含未直接参与电力现货市场的项目）的月度上网电量加权计算。

某类项目市场交易均价＝Σ（该类各项目月度上网电量×该项目市场月度结算均价）÷Σ（该类各项目月度上网电量）。其中，项目市场月度结算均价，由各项目所在节点的实时市场出清电价，结合分时上网电量加权计算得到。

第十三条 【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。

第十四条 【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。

第十五条 【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个工作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和全部发电侧中长期交易加权平均价。

（二）电力现货市场连续运行时，交易中心每月5个工作日前向电网企业提供现货市场各类项目实时、月度市场交易均价。

第十六条 【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。

第十七条 【电费发行】每月12个工作日前，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。

第十八条 【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

第十九条 【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或线下书面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

第二十一条 【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。

第二十二条 【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。

第二十三条 【监督检查】省发展改革委等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

第二十四条 【解释权】本细则由省发展改革委解释，若国家或海南电力市场相关政策规则调整，从其规定。

第二十五条 【执行时间】本细则自印发之日起执行。

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海南省发展和改革委员会关于2026年海南电力市场化交易有关事项的补充通知

合同编号：

节能报告评审服务合同

项目名称: XX项目 委 托 方(甲方)： 海南省发展和改革委员会 被委托方(乙方)： XX公司 签订地点： 海南省海口市 签订时间： 年 月 日

根据《政府购买服务管理办法》《海南省发展和改革委员会投资咨询评估管理办法》，甲方委托乙方进行项目节能报告评审工作，经双方协商一致，签订如下协议。 第一条 服务内容 甲方委托乙方对 XXXXX项目节能报告开展评审工作 ，编制符合国家有关规范的 节能评审 报告。 第二条 完成期限与报告要求 （一）乙方自签订本合同起30个工作日内完成项目咨询评估工作，形成达到规定深度的正式报告一式 2 份及电子版交付甲方。 （二）乙方因特殊情况难以在规定时限内完成的，应在规定时限的5个工作日之前向甲方书面报告有关情况，征得甲方书面同意后，可以延长完成时限，但延长的期限不得超过30个工作日。 第三条 费用及其支付方式 （一）投资咨询评估费总额（含税价）为人民币（大写）： 万元整（￥ 元）。 （二）费用支付方式：乙方提交节能评审报告成果并经甲方验收通过后20个工作日内，甲方一次性支付乙方本合同全部费用。 （三）乙方开户银行名称、地址和账号为： 账户名称： XXXXX有限公司 开户银行： 中国XXXX银行XXXX支行（代码XXXX） 银行账号： XXXXXXXXXXX 乙方为完成上述咨询评估服务发生的代理机构代理费、专家劳务费等费用由乙方自行承担。甲方付款之前，乙方应提供相同金额的正式发票。 第四条 甲乙双方的权利和义务 （一）甲方的权利和义务 1.及时协调业主单位向乙方提供与服务事项相关的文件、技术资料和基础资料等。 2.如有关情况和事实发生变化，应及时告知乙方。 3.按照约定支付服务费用。 4.对乙方工作的进度享有知情权与监督权。 （二）乙方的权利和义务 1.根据甲方委托评估评审内容和要求，按时完成咨询评估任务，向甲方提供符合相应深度和规范要求的正式咨询评估成果。 2.乙方应建立咨询评估业务日志，记录自签订本协议至提交评审报告的所有时间节点，涉及人员均须签字，全程留痕。发生纠纷不能提供日志的，由乙方承担全部责任。 3.完成期限不包含项目单位提供材料的时间，乙方应及时、准确告知项目业主单位需提供的材料，并将告知函件抄送甲方。 4.未经甲方同意，乙方不得将本合同的权利义务转让给第三方。 第五条 知识产权保护 双方均应保护对方的知识产权，未经对方同意，任何一方均不得擅自修改、复制对方提供的资料及文件，不得向第三方转让或用于本合同以外的项目。 第六条 双方保密义务 （一）甲方的保密义务 1.保密内容: 乙方因开展咨询评估使用的不对外公开的内部资料，包括技术信息和经营信息。 2.涉密人员范围：咨询评估工作所涉及的人员。 3.泄密责任：赔偿相应经济损失。 （二）乙方的保密义务 1.保密内容：甲方因评估服务开展提供的相关材料,未经甲方许可，乙方不得将评估咨询报告内容及有关信息资料泄露给与无关的第三方；乙方应当妥善保存保密材料，并对保密材料在咨询评估服务期间发生的被盗、不慎泄漏等事件承担全部责任。 2.涉密人员范围：咨询评估工作所涉及的人员。 3.泄密责任：赔偿相应经济损失。 第七条 双方违约责任 （一）在合同履行期间，任何一方提出解除合同，需征得对方书面同意。甲方单方面要求终止或解除合同，应根据乙方已完成的实际工作量支付相应的服务费；乙方单方面提出终止或解除合同的，甲方不予支付服务费用。 （二）由于乙方自身原因，不能按时交付报告，给甲方造成损失的，责任由乙方全部承担。乙方超出规定时限未提交达到规定深度的投资咨询评估报告，自应当提交评审报告之日起3个月内不得参加甲方的投资咨询评估服务采购活动。累计两次未在规定时限内完成委托任务的，5年内不得参加甲方的投资咨询评估服务采购活动。 （三）乙方提供的评估报告有重大失误或者质量低劣造成损失的，5年内不得参加甲方的投资咨询评估服务采购活动。 （四）乙方实际参加项目评审的专家与申报文件中承诺的专家不一致的（因专家本身不可抗力原因无法参加的除外），甲方有权解除合同，乙方1年内不得参加甲方的投资咨询评估服务采购活动。 （五）甲方违反本合同第三条或者乙方违反第二条约定，从到期之日起向对方每日支付按合同总额千分之二的违约金，违约金总金额不超过合同金额的5%。但因财政资金拨款不到位（包括但不限于财政款项紧张、财政办理手续迟延等）而导致甲方逾期付款的，甲方不承担违约责任。 第八条 合同的变更 （一）本合同的变更必须由双方协商一致，并以书面形式确定。 （二）甲方提出新的要求或乙方提出新的建议时，一方可以向另一方提出变更合同权利与义务的书面请求，另一方应当在 10 日内予以书面答复；逾期未予答复的，视为同意。 第九条 合同解除和终止 （一）甲乙双方各自完成合同规定的责任和义务，合同自然终止。 （二）双方协商一致同意解除合同。 （三）发生不可抗力情形时双方可解除合同。 第十条 争端的解决 （一）凡与本合同有关的一切争议，甲乙双方应首先通过友好协商方式解决，协商后仍不能达成一致，可以向法院提起诉讼。 （二）本合同的诉讼管辖法院为甲方所在地人民法院。 第十一条 合同生效 本合同书在双方签字、盖章之日起生效。 第十二条 其他 （一）合同未尽事宜，由双方本着友好协商原则，另行签订补充协议。补充协议与本合同具有同等法律效力。 （二）本合同一式 份，甲方执 肆 份，乙方执 份，具有同等法律效力。 [本合同正文结束，以下为合同签署页]

甲方： 海南省发展和改革委员会 （盖章） 法定代表人∕委托代理人： （签名） 住 所 地： 海南省海口市国兴大道9号省政府8楼 电 话： 0898-65329053 传 真： 653381485

2026年 月 日

乙方： XXXXXXXXXXXXXXX有限公司 （盖章） 法定代表人∕委托代理人： （签名） 住 所 地： XXX市XXX区XXX路XXXX号 电 话： XXX-XXXXXXXX 传 真： /

2026年 月 日

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海南省发展和改革委员会关于2026年海南电力市场化交易有关事项的补充通知

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海南省发展和改革委员会关于2026年海南电力市场化交易有关事项的补充通知

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海南省发展和改革委员会关于2026年海南电力市场化交易有关事项的补充通知

附件1

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

（2026年V1.0版）

第一章 总则

第一条 【目标依据】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，通过市场化竞价机制，科学合理确定新能源增量项目的机制电价，充分发挥市场对新能源增量项目投资的引导作用，结合海南省实际，制定本细则。

第二条 【基本原则】本细则遵循“合理制定规模、市场导向定价、政策协同保障”的原则，具体如下。

合理制定规模。紧密围绕国家新能源发展目标，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。

市场导向定价。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。

政策协同保障。衔接国家现有各项政策规定，构建完善的政策支持体系，协同发力保障增量项目竞价机制的有效运行，科学制定竞价上下限，明确执行期限，维护市场价格秩序，全方位推动新能源增量项目在市场化竞价机制下健康有序发展。

第三条 【竞价组织方式】竞价工作由海南省发展和改革委员会（以下简称“省发展改革委”）牵头，委托授权海南电力交易中心有限责任公司（以下简称“交易中心”）开展，海南电网有限责任公司（以下简称“海南电网公司”）配合实施。

第四条 【职责分工】

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。

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。

第二章 竞价主体范围

第五条 【实施范围】本细则适用于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）。

第六条 【投产时间认定】投产（全容量并网，下同）时间按以下方式确定：集中式新能源项目以电力业务许可证、项目质量监督并网意见书二者明确的最晚并网时间确认投产时间，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；分布式新能源项目以实际并网送电时间确定投产时间，以电网企业记录的满足备案证容量的最后一批项目的并网验收时间为准。

第七条 【大型工商业分布式光伏项目规定】2027年1月1日及以后投产的大型工商业分布式光伏项目，不纳入机制电价竞价主体范围。

第八条 【光热及竞配性海风项目规定】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。

第三章 竞价主体登记

第九条 【竞价登记时间要求】参与竞价的新能源项目投资方须于交易申报前5个工作日，在交易系统完成管理员账号注册及项目信息登记。

第十条 【管理员账号注册】新能源项目投资方注册管理员时，需填录投资方身份类型、账号信息，在线签订管理员授权书和项目登记承诺书。

（一）项目投资方身份类型：项目投资方属于自然人的，应录入个人姓名及身份证号；其他类型的项目应录入经营主体名称及统一社会信用代码。

（二）账号信息：填写的账号信息包括但不限于账号名称、密码、使用人姓名、身份证件号码、手机号码。账号持有人应通过交易平台进行身份信息实名认证，认证方式包括但不限于手机号码三要素、个人人脸识别等。

（三）签订管理员授权委托书：项目投资方应自行向第三方电子认证服务机构申请电子印章，完成管理员授权委托书线上签订后，管理员账号注册生效；其中项目投资方属于自然人，且该自然人持有管理员账号的，可不再签订授权委托书。新能源项目可委托第三方相关人员作为管理员代理参与竞价交易。

（四）项目信息登记

1.已投产项目：已投产的新能源项目在交易系统自行登记项目信息，提供政府部门出具的核准文件/备案文件、电力业务许可证。由海南电网公司负责核对项目投产信息，并将项目容量（以电力业务许可证为准）、电源类型、电压等级、是否执行机制电量、投产时间等信息推送至交易中心。

2.未投产项目：未投产的新能源项目在交易系统自行登记项目信息，提供政府部门出具的核准文件/备案文件，并填写项目容量（以核准或备案文件为准）、电源类型、电压等级、承诺投产时间等信息。

3.新能源项目投资方登记信息错误引起的一切后果，由其自行承担。

第十一条 【登记信息审核】交易中心收到项目投资方提交的登记申请和材料后，会同海南电网公司在5个工作日内进行审查，对于注册或登记材料不符合要求的予以告知。

第四章 竞价组织

第十二条 【竞价组织时间和范围】每年10月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，具体竞价的主体范围以省发展改革委发布竞价通知为准。

第十三条 【交易单元要求】参与竞价的新能源项目以项目为单位进行交易申报。

第十四条 【申报价格要求】申报价格单位为“元/千瓦时”，除报竞价上限的情况外，报价保留小数点后面3位，含增值税。

第十五条 【发布竞价通知】省发展改革委负责发布年度竞价通知，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。

第十六条 【发布竞价公告】在竞价通知发布3个工作日内，由交易中心发布竞价公告，竞价公告除竞价通知相关内容外，还应包括：竞价平台（网址)、竞价交易时间、竞价流程安排、咨询电话等。

第十七条 【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，申报比例应为基本单位比例的整数倍，申报价格应满足最小价格单位，不得超过相关约束。交易申报截止时间前，新能源项目可撤回、修改申报信息并重新提交，申报信息以最后一次提交的信息为准。竞价申报时间窗口关闭后，申报信息自动锁定封存，不可修改。

第十八条 【申报充足率检测】交易出清前应按照分类场次各自开展申报充足率检测，当分类场次竞价主体申报电量规模大于分类场次初始公布的竞价电量规模，且能够满足申报充足率要求时，按照分类场次初始公布的竞价电量规模出清；当分类场次竞价主体申报的电量规模无法满足申报充足率下限要求时，则最终出清的竞价电量规模按以下公式自动缩减：

各分类场次最终出清的竞价电量规模=min (各分类场次初始公布的竞价电量规模，∑该场次竞价主体申报电量/申报充足率)

第十九条 【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。所有入选项目的机制电价取最后一个入选项目的报价。若最后一个入选项目申报电量大于实际剩余机制电量，则取消该项目入选资格，机制电价退回到该项目的前一个项目的报价；若最后一个入选项目申报电量等于实际剩余机制电量，则该项目作为最后一个项目入选，机制电价取该项目的报价。

第二十条 【出清结果公示】统一出清结束后，由交易中心于2个工作日内，在交易系统公示出清结果，公示期5个工作日。公示信息包括项目名称、项目类型、机制电价、项目入选机制电量比例等。如竞价主体对公示结果有异议，须在公示期内以书面形式向交易中心提出，并提供相关证明材料。公示期内未提出异议的，视为认可竞价结果。

第二十一条 【公布竞价结果】公示期结束且各方无异议后，交易中心报送省发展改革委备案，并发布竞价结果。发布内容包括两方面：

（1）竞价项目总体情况：包括机制电量规模、分类机制电价水平、分类型项目数量等；

（2）竞价入选项目清单，包括项目名称、项目类型、投产时间、项目入选机制电量比例、机制电价、执行期限等。

第二十二条 【签订购售电合同（含差价结算条款）】

增量新能源项目在办理项目并网服务流程时，与电网企业完成含差价结算条款的购售电合同签订，明确项目基本情况、纳入机制的电量规模、机制电价价格、结算参考价格、差价结算方式、执行期限等内容。

第五章 保障措施

第二十三条 【考核机制】增量项目参与竞价成功后，未投产项目的实际投产时间较竞价时申报投产时间延迟6个月以内，可保留竞价结果，延迟6个月及以上，则当次竞价入选结果作废，并取消三年内该项目的竞价资格。当年竞价成功的所有项目执行机制电价起始时间不早于竞价结果公示次年1月1日。增量已投产项目执行机制电价起始时间为竞价结果公示次年1月1日。竞价时未投产增量项目，机制执行周期起始时间为参与竞价承诺投产时间的次月1日，周期起止时间不受实际投产时间影响；项目实际执行机制电价的起始时间，取参与竞价承诺投产时间次月1日、实际投产时间次月1日二者较晚者。

已纳入过机制执行范围的新能源项目不能参与机制竞价，若仍登记参与竞价交易，该项目当次竞价入选结果作废。原执行机制起始时间为实际投产时间的项目，按所在批次计算机制周期。

项目参与竞价成功后，在执行过程中发现实际项目信息与申报时项目信息不符或项目实际不满足参与机制竞价的基本条件，暂缓执行该项目机制竞价结果，经报请省发展改革委，依据主管部门意见对该项目进行处置。

第二十四条 【信用管理】主体竞价成功后，存在以下情形时，纳入信用管理，入选结果无效，三年内禁止竞价：

（一）被行政主管部门责令停产、停业或进入破产程序；

（二）被行政主管部门相关文件确认禁止竞价和处罚；

（三）近三年存在骗取中标或严重违约，经有关部门认定的因其服务引起的重大及以上质量事故或重大及以上安全事故；

（四）被最高人民法院在“信用中国”网站或各级信用信息共享平台中列入失信被执行人名单。

第二十五条 【加强并网管理】电网企业应做好并网服务，严格按照时间节点做好配套电网建设及并网调试工作，建立新能源并网进度跟踪机制，坚决避免因电网原因导致机制电价中标的新能源项目不能按期投产。

第二十六条 【竞价秩序管理】各竞价主体应自觉维护公平公正的新能源项目竞价秩序，严格遵守国家有关法律法规、电力市场规则和管理制度，依法合规参与新能源项目竞价工作，自律自觉，不得实行操纵市场、串通报价、哄抬价格及扰乱市场秩序、损害社会公共利益和其他经营主体合法权益的行为。对违反国家法律提供虚假或伪造证明材料的，移送司法机关处理；对违反市场规则、扰乱市场秩序的行为，一经查实，中止参与交易、取消竞价资格，并依据有关规定严格处理。

第六章 附则

第二十七条 【解释权】本细则由省发展改革委解释，若国家或海南电力市场相关政策规则调整，从其规定。

第二十八条 【执行时间】本细则自印发之日起执行。

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海南省发展和改革委员会关于2026年海南电力市场化交易有关事项的补充通知

附件1

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

（2026年V1.0版）

第一章 总则

第一条 【目标依据】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，通过市场化竞价机制，科学合理确定新能源增量项目的机制电价，充分发挥市场对新能源增量项目投资的引导作用，结合海南省实际，制定本细则。

第二条 【基本原则】本细则遵循“合理制定规模、市场导向定价、政策协同保障”的原则，具体如下。

合理制定规模。紧密围绕国家新能源发展目标，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。

市场导向定价。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。

政策协同保障。衔接国家现有各项政策规定，构建完善的政策支持体系，协同发力保障增量项目竞价机制的有效运行，科学制定竞价上下限，明确执行期限，维护市场价格秩序，全方位推动新能源增量项目在市场化竞价机制下健康有序发展。

第三条 【竞价组织方式】竞价工作由海南省发展和改革委员会（以下简称“省发展改革委”）牵头，委托授权海南电力交易中心有限责任公司（以下简称“交易中心”）开展，海南电网有限责任公司（以下简称“海南电网公司”）配合实施。

第四条 【职责分工】

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。

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。

第二章 竞价主体范围

第五条 【实施范围】本细则适用于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）。

第六条 【投产时间认定】投产（全容量并网，下同）时间按以下方式确定：集中式新能源项目以电力业务许可证、项目质量监督并网意见书二者明确的最晚并网时间确认投产时间，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；分布式新能源项目以实际并网送电时间确定投产时间，以电网企业记录的满足备案证容量的最后一批项目的并网验收时间为准。

第七条 【大型工商业分布式光伏项目规定】2027年1月1日及以后投产的大型工商业分布式光伏项目，不纳入机制电价竞价主体范围。

第八条 【光热及竞配性海风项目规定】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。

第三章 竞价主体登记

第九条 【竞价登记时间要求】参与竞价的新能源项目投资方须于交易申报前5个工作日，在交易系统完成管理员账号注册及项目信息登记。

第十条 【管理员账号注册】新能源项目投资方注册管理员时，需填录投资方身份类型、账号信息，在线签订管理员授权书和项目登记承诺书。

（一）项目投资方身份类型：项目投资方属于自然人的，应录入个人姓名及身份证号；其他类型的项目应录入经营主体名称及统一社会信用代码。

（二）账号信息：填写的账号信息包括但不限于账号名称、密码、使用人姓名、身份证件号码、手机号码。账号持有人应通过交易平台进行身份信息实名认证，认证方式包括但不限于手机号码三要素、个人人脸识别等。

（三）签订管理员授权委托书：项目投资方应自行向第三方电子认证服务机构申请电子印章，完成管理员授权委托书线上签订后，管理员账号注册生效；其中项目投资方属于自然人，且该自然人持有管理员账号的，可不再签订授权委托书。新能源项目可委托第三方相关人员作为管理员代理参与竞价交易。

（四）项目信息登记

1.已投产项目：已投产的新能源项目在交易系统自行登记项目信息，提供政府部门出具的核准文件/备案文件、电力业务许可证。由海南电网公司负责核对项目投产信息，并将项目容量（以电力业务许可证为准）、电源类型、电压等级、是否执行机制电量、投产时间等信息推送至交易中心。

2.未投产项目：未投产的新能源项目在交易系统自行登记项目信息，提供政府部门出具的核准文件/备案文件，并填写项目容量（以核准或备案文件为准）、电源类型、电压等级、承诺投产时间等信息。

3.新能源项目投资方登记信息错误引起的一切后果，由其自行承担。

第十一条 【登记信息审核】交易中心收到项目投资方提交的登记申请和材料后，会同海南电网公司在5个工作日内进行审查，对于注册或登记材料不符合要求的予以告知。

第四章 竞价组织

第十二条 【竞价组织时间和范围】每年10月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，具体竞价的主体范围以省发展改革委发布竞价通知为准。

第十三条 【交易单元要求】参与竞价的新能源项目以项目为单位进行交易申报。

第十四条 【申报价格要求】申报价格单位为“元/千瓦时”，除报竞价上限的情况外，报价保留小数点后面3位，含增值税。

第十五条 【发布竞价通知】省发展改革委负责发布年度竞价通知，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。

第十六条 【发布竞价公告】在竞价通知发布3个工作日内，由交易中心发布竞价公告，竞价公告除竞价通知相关内容外，还应包括：竞价平台（网址)、竞价交易时间、竞价流程安排、咨询电话等。

第十七条 【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，申报比例应为基本单位比例的整数倍，申报价格应满足最小价格单位，不得超过相关约束。交易申报截止时间前，新能源项目可撤回、修改申报信息并重新提交，申报信息以最后一次提交的信息为准。竞价申报时间窗口关闭后，申报信息自动锁定封存，不可修改。

第十八条 【申报充足率检测】交易出清前应按照分类场次各自开展申报充足率检测，当分类场次竞价主体申报电量规模大于分类场次初始公布的竞价电量规模，且能够满足申报充足率要求时，按照分类场次初始公布的竞价电量规模出清；当分类场次竞价主体申报的电量规模无法满足申报充足率下限要求时，则最终出清的竞价电量规模按以下公式自动缩减：

各分类场次最终出清的竞价电量规模=min (各分类场次初始公布的竞价电量规模，∑该场次竞价主体申报电量/申报充足率)

第十九条 【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。所有入选项目的机制电价取最后一个入选项目的报价。若最后一个入选项目申报电量大于实际剩余机制电量，则取消该项目入选资格，机制电价退回到该项目的前一个项目的报价；若最后一个入选项目申报电量等于实际剩余机制电量，则该项目作为最后一个项目入选，机制电价取该项目的报价。

第二十条 【出清结果公示】统一出清结束后，由交易中心于2个工作日内，在交易系统公示出清结果，公示期5个工作日。公示信息包括项目名称、项目类型、机制电价、项目入选机制电量比例等。如竞价主体对公示结果有异议，须在公示期内以书面形式向交易中心提出，并提供相关证明材料。公示期内未提出异议的，视为认可竞价结果。

第二十一条 【公布竞价结果】公示期结束且各方无异议后，交易中心报送省发展改革委备案，并发布竞价结果。发布内容包括两方面：

（1）竞价项目总体情况：包括机制电量规模、分类机制电价水平、分类型项目数量等；

（2）竞价入选项目清单，包括项目名称、项目类型、投产时间、项目入选机制电量比例、机制电价、执行期限等。

第二十二条 【签订购售电合同（含差价结算条款）】

增量新能源项目在办理项目并网服务流程时，与电网企业完成含差价结算条款的购售电合同签订，明确项目基本情况、纳入机制的电量规模、机制电价价格、结算参考价格、差价结算方式、执行期限等内容。

第五章 保障措施

第二十三条 【考核机制】增量项目参与竞价成功后，未投产项目的实际投产时间较竞价时申报投产时间延迟6个月以内，可保留竞价结果，延迟6个月及以上，则当次竞价入选结果作废，并取消三年内该项目的竞价资格。当年竞价成功的所有项目执行机制电价起始时间不早于竞价结果公示次年1月1日。增量已投产项目执行机制电价起始时间为竞价结果公示次年1月1日。竞价时未投产增量项目，机制执行周期起始时间为参与竞价承诺投产时间的次月1日，周期起止时间不受实际投产时间影响；项目实际执行机制电价的起始时间，取参与竞价承诺投产时间次月1日、实际投产时间次月1日二者较晚者。

已纳入过机制执行范围的新能源项目不能参与机制竞价，若仍登记参与竞价交易，该项目当次竞价入选结果作废。原执行机制起始时间为实际投产时间的项目，按所在批次计算机制周期。

项目参与竞价成功后，在执行过程中发现实际项目信息与申报时项目信息不符或项目实际不满足参与机制竞价的基本条件，暂缓执行该项目机制竞价结果，经报请省发展改革委，依据主管部门意见对该项目进行处置。

第二十四条 【信用管理】主体竞价成功后，存在以下情形时，纳入信用管理，入选结果无效，三年内禁止竞价：

（一）被行政主管部门责令停产、停业或进入破产程序；

（二）被行政主管部门相关文件确认禁止竞价和处罚；

（三）近三年存在骗取中标或严重违约，经有关部门认定的因其服务引起的重大及以上质量事故或重大及以上安全事故；

（四）被最高人民法院在“信用中国”网站或各级信用信息共享平台中列入失信被执行人名单。

第二十五条 【加强并网管理】电网企业应做好并网服务，严格按照时间节点做好配套电网建设及并网调试工作，建立新能源并网进度跟踪机制，坚决避免因电网原因导致机制电价中标的新能源项目不能按期投产。

第二十六条 【竞价秩序管理】各竞价主体应自觉维护公平公正的新能源项目竞价秩序，严格遵守国家有关法律法规、电力市场规则和管理制度，依法合规参与新能源项目竞价工作，自律自觉，不得实行操纵市场、串通报价、哄抬价格及扰乱市场秩序、损害社会公共利益和其他经营主体合法权益的行为。对违反国家法律提供虚假或伪造证明材料的，移送司法机关处理；对违反市场规则、扰乱市场秩序的行为，一经查实，中止参与交易、取消竞价资格，并依据有关规定严格处理。

第六章 附则

第二十七条 【解释权】本细则由省发展改革委解释，若国家或海南电力市场相关政策规则调整，从其规定。

第二十八条 【执行时间】本细则自印发之日起执行。

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海南省发展和改革委员会关于2026年海南电力市场化交易有关事项的补充通知

附件3

合同编号：

投资咨询评估服务合同（样本）

项目名称：

委 托 方（甲方）： 海南省发展和改革委员会

被委托方（乙方）：

签订地点： 海 南 省 海 口 市

签订时间： 年 月 日

委托方（甲方）： 海南省发展和改革委员会

住 所 地： 海南省海口市

法定代表人： 綦树利

项目联系人：

联系方式：

通讯住址： 海口市国兴大道9号省政府8楼

电 话： 传 真：

编制方（乙方）：

住所地：

法定代表人：

项目负责人：

联系方式：

通讯地址：

电 话： 传 真：

根据《政府采购非招标采购方式管理办法》《国家发展改革委投资咨询评估管理办法》，甲方委托乙方进行项目咨询评估工作，经双方协商一致，签订如下协议，并由双方共同恪守。

第一条 服务内容

甲方委托乙方对 ，编制符合国家有关规范的 报告。

第二条 完成期限与报告数量

1.乙方自签订本协议书当日起30个工作日内完成项目咨询评估工作（不含项目单位修改可行性研究报告的时间），形成达到国家有关部门制定的深度要求的正式报告一式 2 份并将电子版交付甲方。

2.乙方因特殊情况难以在规定时限内完成的，应在规定时限的5个工作日之前向甲方书面报告有关情况，征得甲方书面同意后，可以延长完成时限，但延长的期限不得超过30个工作日。

第三条 费用及其支付方式

序号

项目名称

费用（元/万元）

1.咨询服务费用：依据国家有关标准，经双方协商后，乙方向甲方收取工程咨询评估服务费总计人民币： 元整（小写 元）（以上费用为含税价格）。具体咨询费用明细如下表：

咨询费用明细表

2.费用支付方式：评审报告完成后，乙方持等额、正规发票、申请支付费用的函及本合同复印件一份提交给甲方，甲方向乙方一次性支付项目所有合同额。

第四条 甲乙双方的权利和义务

（一）甲方的权利和义务

1.及时协调业主单位向乙方提供与服务事项相关的必要的文件、技术资料和基础资料等。

2.如有关的情况和事实发生变化，应及时告知乙方。

3.按照约定支付服务费用。

4.对乙方工作的进度享有知情权与监督权。

（二）乙方的权利和义务

1.根据甲方委托评估评审内容和要求，按时完成咨询任务，向甲方提供符合相应深度和规范要求的正式咨询成果。

2.乙方应建立咨询评估业务日志，记录自签订本协议至提交评审报告的所有时间节点，涉及人员均须签字，全程留痕。发生纠纷不能提供日志的，由乙方承担全部责任。

3.完成期限包含项目单位提供材料的时间，乙方应及时、准确告知项目业主单位需提供的材料，并将告知函件抄送甲方。

4.未经甲方同意，乙方不得将本合同的权利义务转让给第三方。

第五条 知识产权保护

双方均应保护对方的知识产权，未经对方同意，任何一方均不得对对方的资料及文件擅自修改、复制或向第三方转让或用于本合同以外的项目。

第六条 双方保密义务：

（一）甲方的保密义务

1.保密内容： 乙方因开展评估使用的不对外公开的内部资料，包括技术信息和经营信息。

2.涉密人员范围：评估工作所涉及的人员。

3.泄密责任：赔偿经济损失。

（二）乙方的保密义务

1.保密内容：甲方因评估服务开展提供的相关材料，未经甲方许可，乙方不得将评估报告内容及有关信息资料泄露给与无关的第三方；乙方应当妥善保存保密材料，并对保密材料在评估服务期间发生的被盗、不慎泄漏等事件承担全部责任。

2.涉密人员范围：评估工作所涉及的人员。

3.泄密责任：赔偿经济损失。

第七条 双方违约责任

1.在合同履行期间，任何一方如提出解除合同，需征得对方同意。甲方单方面要求终止或解除合同，应根据乙方已进行的实际工作量支付对应服务费，不足一半时，按该合同金额的一半支付；超过一半时，按该合同的全部金额支付。乙方单方面提出终止或解除合同的，甲方不予支付服务费用。

2.由于乙方自身原因，不能按时交付报告，给甲方造成损失的，责任由乙方全部承担。乙方超出规定时限未提交达到规定深度的投资咨询评估报告，自应当提交评审报告之日起3个月内，不得参加甲方的投资咨询评估服务采购活动。在规定时限3倍时间内仍未提交达到甲方规定深度的评审报告，甲方有权解除合同，并不予支付服务费。

3.乙方应对其提供的编制成果合法性、真实性、规范性、完整性负完全责任。如成果错误或存在质量问题造成甲方及项目业主单位损失的，由乙方赔偿经济损失；如由于项目业主单位提供资料不实或错误导致乙方编制结果错误造成损失的，由项目业主单位自行承担。

4.如乙方提供的评估、评审报告不能达到国家、我省有关规定及甲方要求，需要增加或补充工作的，应当无条件修改至符合要求为止，由此而增加的费用和工作量及工作时间均由乙方自行负责。

5.乙方实际参加项目评审的专家与申报文件中承诺的专家不一致的，应提前与甲方协调，并书面征得甲方同意。所调整专家人数不得超过投标文件中专家总数的2/5，调整后的专家职称、专业、数量不得低于投标文件的要求。若乙方未征得甲方同意，甲方有权解除合同，乙方1年内不得参加甲方的投资咨询评估服务采购活动。

6.乙方捏造事实、提供虚假材料或者以非法手段取得证明材料的，甲方有权单方面解除合同，不予支付服务费。

7.甲方违反本合同第三条约定，从应付之日起向乙方每日支付按合同研究工作进度应付款总额的千分之二的罚金，罚金总金额不超过合同金额的5%。

第八条 合同的变更

1.本合同的变更必须由双方协商一致，并以书面形式确定。

2.甲方提出新的要求或乙方提出新的建议时，一方可以向另一方提出变更合同权利与义务的书面请求，另一方应当在 10 日内予以书面答复；逾期未予答复的，视为同意。

第九条 合同解除和终止

1.甲乙双方各自完成合同规定的责任和义务，合同自然终止。

2.双方协商一致同意解除合同。

3.发生不可抗力情形时双方可解除合同。

第十条 争端的解决

1.凡与本合同有关的一切争议，甲乙双方应首先通过友好协商方式解决，协商后仍不能达成一致，任何一方可以向法院提起诉讼。

2.本合同的诉讼管辖法院为甲方所在地人民法院。

第十一条 合同生效

本合同书在双方签字、盖章之日起生效。

第十二条 其他

1.合同未尽事宜，由双方本着友好协商原则，另行签订补充协议。补充协议与本合同具有同等法律效力。

2.本合同一式 份，甲方执 份，乙方执 份，具有同等法律效力。

[本合同正文结束，以下为合同签署页]

甲方： 海南省发展和改革委员会 （盖章）

法定代表人∕委托代理人： （签名）

年 月 日

乙方： （盖章）

法定代表人∕委托代理人： （签名）

年 月 日

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海南省发展和改革委员会关于2026年海南电力市场化交易有关事项的补充通知

附件3

合同编号：

投资咨询评估服务合同（样本）

项目名称：

委 托 方（甲方）： 海南省发展和改革委员会

被委托方（乙方）：

签订地点： 海 南 省 海 口 市

签订时间： 年 月 日

委托方（甲方）： 海南省发展和改革委员会

住 所 地： 海南省海口市

法定代表人： 綦树利

项目联系人：

联系方式：

通讯住址： 海口市国兴大道9号省政府8楼

电 话： 传 真：

编制方（乙方）：

住所地：

法定代表人：

项目负责人：

联系方式：

通讯地址：

电 话： 传 真：

根据《政府采购非招标采购方式管理办法》《国家发展改革委投资咨询评估管理办法》，甲方委托乙方进行项目咨询评估工作，经双方协商一致，签订如下协议，并由双方共同恪守。

第一条 服务内容

甲方委托乙方对 ，编制符合国家有关规范的 报告。

第二条 完成期限与报告数量

1.乙方自签订本协议书当日起30个工作日内完成项目咨询评估工作（不含项目单位修改可行性研究报告的时间），形成达到国家有关部门制定的深度要求的正式报告一式 2 份并将电子版交付甲方。

2.乙方因特殊情况难以在规定时限内完成的，应在规定时限的5个工作日之前向甲方书面报告有关情况，征得甲方书面同意后，可以延长完成时限，但延长的期限不得超过30个工作日。

第三条 费用及其支付方式

序号

项目名称

费用（元/万元）

1.咨询服务费用：依据国家有关标准，经双方协商后，乙方向甲方收取工程咨询评估服务费总计人民币： 元整（小写 元）（以上费用为含税价格）。具体咨询费用明细如下表：

咨询费用明细表

2.费用支付方式：评审报告完成后，乙方持等额、正规发票、申请支付费用的函及本合同复印件一份提交给甲方，甲方向乙方一次性支付项目所有合同额。

第四条 甲乙双方的权利和义务

（一）甲方的权利和义务

1.及时协调业主单位向乙方提供与服务事项相关的必要的文件、技术资料和基础资料等。

2.如有关的情况和事实发生变化，应及时告知乙方。

3.按照约定支付服务费用。

4.对乙方工作的进度享有知情权与监督权。

（二）乙方的权利和义务

1.根据甲方委托评估评审内容和要求，按时完成咨询任务，向甲方提供符合相应深度和规范要求的正式咨询成果。

2.乙方应建立咨询评估业务日志，记录自签订本协议至提交评审报告的所有时间节点，涉及人员均须签字，全程留痕。发生纠纷不能提供日志的，由乙方承担全部责任。

3.完成期限包含项目单位提供材料的时间，乙方应及时、准确告知项目业主单位需提供的材料，并将告知函件抄送甲方。

4.未经甲方同意，乙方不得将本合同的权利义务转让给第三方。

第五条 知识产权保护

双方均应保护对方的知识产权，未经对方同意，任何一方均不得对对方的资料及文件擅自修改、复制或向第三方转让或用于本合同以外的项目。

第六条 双方保密义务：

（一）甲方的保密义务

1.保密内容： 乙方因开展评估使用的不对外公开的内部资料，包括技术信息和经营信息。

2.涉密人员范围：评估工作所涉及的人员。

3.泄密责任：赔偿经济损失。

（二）乙方的保密义务

1.保密内容：甲方因评估服务开展提供的相关材料，未经甲方许可，乙方不得将评估报告内容及有关信息资料泄露给与无关的第三方；乙方应当妥善保存保密材料，并对保密材料在评估服务期间发生的被盗、不慎泄漏等事件承担全部责任。

2.涉密人员范围：评估工作所涉及的人员。

3.泄密责任：赔偿经济损失。

第七条 双方违约责任

1.在合同履行期间，任何一方如提出解除合同，需征得对方同意。甲方单方面要求终止或解除合同，应根据乙方已进行的实际工作量支付对应服务费，不足一半时，按该合同金额的一半支付；超过一半时，按该合同的全部金额支付。乙方单方面提出终止或解除合同的，甲方不予支付服务费用。

2.由于乙方自身原因，不能按时交付报告，给甲方造成损失的，责任由乙方全部承担。乙方超出规定时限未提交达到规定深度的投资咨询评估报告，自应当提交评审报告之日起3个月内，不得参加甲方的投资咨询评估服务采购活动。在规定时限3倍时间内仍未提交达到甲方规定深度的评审报告，甲方有权解除合同，并不予支付服务费。

3.乙方应对其提供的编制成果合法性、真实性、规范性、完整性负完全责任。如成果错误或存在质量问题造成甲方及项目业主单位损失的，由乙方赔偿经济损失；如由于项目业主单位提供资料不实或错误导致乙方编制结果错误造成损失的，由项目业主单位自行承担。

4.如乙方提供的评估、评审报告不能达到国家、我省有关规定及甲方要求，需要增加或补充工作的，应当无条件修改至符合要求为止，由此而增加的费用和工作量及工作时间均由乙方自行负责。

5.乙方实际参加项目评审的专家与申报文件中承诺的专家不一致的，应提前与甲方协调，并书面征得甲方同意。所调整专家人数不得超过投标文件中专家总数的2/5，调整后的专家职称、专业、数量不得低于投标文件的要求。若乙方未征得甲方同意，甲方有权解除合同，乙方1年内不得参加甲方的投资咨询评估服务采购活动。

6.乙方捏造事实、提供虚假材料或者以非法手段取得证明材料的，甲方有权单方面解除合同，不予支付服务费。

7.甲方违反本合同第三条约定，从应付之日起向乙方每日支付按合同研究工作进度应付款总额的千分之二的罚金，罚金总金额不超过合同金额的5%。

第八条 合同的变更

1.本合同的变更必须由双方协商一致，并以书面形式确定。

2.甲方提出新的要求或乙方提出新的建议时，一方可以向另一方提出变更合同权利与义务的书面请求，另一方应当在 10 日内予以书面答复；逾期未予答复的，视为同意。

第九条 合同解除和终止

1.甲乙双方各自完成合同规定的责任和义务，合同自然终止。

2.双方协商一致同意解除合同。

3.发生不可抗力情形时双方可解除合同。

第十条 争端的解决

1.凡与本合同有关的一切争议，甲乙双方应首先通过友好协商方式解决，协商后仍不能达成一致，任何一方可以向法院提起诉讼。

2.本合同的诉讼管辖法院为甲方所在地人民法院。

第十一条 合同生效

本合同书在双方签字、盖章之日起生效。

第十二条 其他

1.合同未尽事宜，由双方本着友好协商原则，另行签订补充协议。补充协议与本合同具有同等法律效力。

2.本合同一式 份，甲方执 份，乙方执 份，具有同等法律效力。

[本合同正文结束，以下为合同签署页]

甲方： 海南省发展和改革委员会 （盖章）

法定代表人∕委托代理人： （签名）

年 月 日

乙方： （盖章）

法定代表人∕委托代理人： （签名）

年 月 日

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海南省发展和改革委员会关于2026年海南电力市场化交易有关事项的补充通知