海南省發(fā)展和改革委員會

關(guān)于2026 年海南電力市場化交易有關(guān)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(wǎng)公司、海南電力交易中心，有關(guān)發(fā)電企業(yè)、電力用戶、售電公司：

為貫徹落實國家關(guān)于深化電力體制改革相關(guān)工作部署，做好2026 年電力市場化交易工作，根據(jù)《電力中長期交易基本規(guī)則》（發(fā)改能源規(guī)〔2020〕889 號）《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）《關(guān)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(guān)配套實施細(xì)則，結(jié)合我省實際，經(jīng)商國家能源局南方監(jiān)管局，現(xiàn)就 2026 年海南電力市場化交易有關(guān)事項通知如下。

一、市場化交易規(guī)模

落實國家關(guān)于有序推進全部工商業(yè)用戶進入電力市場的要求，結(jié)合 2026 年統(tǒng)調(diào)機組裝機和工商業(yè)用電增長預(yù)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?xì)?、風(fēng)電、光伏上網(wǎng)電量全部進入市場；核電設(shè)置保障居民、農(nóng)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(jīng)營主體

經(jīng)營主體包括電力用戶、售電公司、發(fā)電企業(yè)、新型經(jīng)營主體和電網(wǎng)企業(yè)（代理購電），各主體入市前應(yīng)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(dǎo)”，2026年12月31日前完成入市過渡期。電網(wǎng)企業(yè)于2026年1月31日前完成2024年12月-2025年11月用電數(shù)據(jù)篩查，形成《應(yīng)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(lián)合電網(wǎng)企業(yè)、交易中心，組建“一對一”服務(wù)專班，為應(yīng)入市用戶提供注冊指導(dǎo)、合同范本解讀等免費服務(wù)，2026年2-4月每月組織不少于1場線下培訓(xùn)?！逗Ｄ鲜?025年電力市場化交易方案》中關(guān)于推動工商業(yè)用戶直接參與電力市場交易的相關(guān)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(nèi)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(xiàn)貨模式下，電能量價格按照電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易加權(quán)平均價的1.5倍執(zhí)行；在現(xiàn)貨模式下，電能量價格按現(xiàn)貨實時市場出清加權(quán)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(wǎng)企業(yè)代理購電，用電價格按海南省電網(wǎng)企業(yè)代理購電實施方案相關(guān)規(guī)定執(zhí)行。

（二）發(fā)電企業(yè)

1.省內(nèi)統(tǒng)調(diào)燃煤、燃?xì)怆姀S上網(wǎng)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(fēng)電、光伏項目上網(wǎng)電量全部進入市場。

4.新投產(chǎn)機組按照國家最新相關(guān)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(chǎn)總額及年度預(yù)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(guān)聯(lián)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(jié)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(shù)）。

（2）市場總額核算：已入市工商業(yè)用戶近 12 個月用電量×調(diào)節(jié)系數(shù) 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(diào)節(jié)系數(shù) 1.2。年累計成交電量不應(yīng)超過售電公司資產(chǎn)總額或信用額度對應(yīng)可交易電量規(guī)模。

4.售電公司信用評價中提高服務(wù)中小用戶指標(biāo)權(quán)重，鼓勵售電公司積極主動服務(wù)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(zhǔn)入條件按照相關(guān)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(nèi)不同周期開展。發(fā)用兩側(cè)電力中長期合同簽約要求按國家關(guān)于電力中長期合同簽約履約工作相關(guān)文件執(zhí)行。鼓勵發(fā)用兩側(cè)簽訂一定電量比例聯(lián)動現(xiàn)貨價格的中長期合約。

（一）年度交易。主要開展年度雙邊協(xié)商交易、年度集中競價交易、年度電網(wǎng)代理購電掛牌交易，按年度電量交易組織。年度雙邊協(xié)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(rèn)的時間為準(zhǔn)），成交電量應(yīng)不超過年度直接交易規(guī)模的 80%，核電參與年度雙邊協(xié)商交易電量應(yīng)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(shù)暫設(shè)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(wǎng)代理購電掛牌交易、月度（多月）雙邊協(xié)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(shù)暫設(shè)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(xié)商交易，且全年只能參與首次月度（多月）雙邊協(xié)商交易，月度（多月）雙邊協(xié)商交易的標(biāo)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(nèi)交易。主要開展多日分時段集中競價交易、多日分時段電網(wǎng)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(shù)暫設(shè)為0.05。

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

（五）輔助服務(wù)交易。按照南方區(qū)域調(diào)頻、備用輔助服務(wù)交易實施細(xì)則要求，海南市場經(jīng)營主體參與南方區(qū)域調(diào)頻、備用輔助服務(wù)市場交易。

（六）保底售電。相關(guān)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(xié)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(xié)商（年度、月度）為主，適時組織開展合同轉(zhuǎn)讓交易。相關(guān)要求按最新印發(fā)的海南電力市場綠電交易細(xì)則執(zhí)行。

四、現(xiàn)貨市場交易

現(xiàn)貨市場交易按照區(qū)域電力市場有關(guān)規(guī)則和省內(nèi)相關(guān)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(nèi)相關(guān)零售交易規(guī)則執(zhí)行。

（一）零售套餐調(diào)整。2026 年起，取消比例分成、固定價格+服務(wù)費套餐，統(tǒng)一調(diào)整為固定價格+市場聯(lián)動套餐模式，聯(lián)動比例為零售用戶實際用電量的 10%-30%，聯(lián)動價格可選擇日前市場出清加權(quán)平均價或?qū)崟r市場出清加權(quán)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(diào)整備案，未調(diào)整備案的，參與市場聯(lián)動電量比例按照實際用電量 10%執(zhí)行，聯(lián)動的價格按照實時市場出清加權(quán)平均價執(zhí)行。若現(xiàn)貨市場熔斷或中止時，聯(lián)動現(xiàn)貨價格按照南方區(qū)域電力市場連續(xù)結(jié)算試運行風(fēng)險處置方案的通知相關(guān)要求執(zhí)行。

（二）風(fēng)險管控

1.當(dāng)零售用戶月度電能量結(jié)算均價超過月度批發(fā)市場結(jié)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(dān)，零售用戶按照月度批發(fā)市場結(jié)算均價的 110%計算電費；當(dāng)零售用戶月度電能量結(jié)算均價低于月度批發(fā)市場結(jié)算均價負(fù)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(jié)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(dǎo)市場改革紅利，對于各售電公司當(dāng)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(dāng)月結(jié)算電量比例返還。其中，批發(fā)購電電費不含綠證價格結(jié)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(jié)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(lián)動調(diào)整。

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

六、市場關(guān)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(guān)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(guān)氣電發(fā)電機組獲得容量電費，工商業(yè)用戶分?jǐn)側(cè)萘侩娰M，具體方案由省發(fā)展改革委另行通知。

（二）政府授權(quán)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(quán)合約機制，以核電企業(yè)上網(wǎng)標(biāo)桿電價作為政府授權(quán)合約價格。當(dāng)發(fā)電交易單元月市場電能量結(jié)算均價高于政府授權(quán)合約價格時，超出部分回收；當(dāng)發(fā)電交易單元月市場結(jié)算均價低于政府授權(quán)合約價格的 95%時，發(fā)電交易單元市場化結(jié)算電量的 50%按照政府授權(quán)合約價格的 95%進行保底結(jié)算。政府授權(quán)合約差價費用由全體工商業(yè)用戶分?jǐn)偡窒怼?/font>