发文：海南省发改委，2026‑09‑29 批复（琼发改价格） 包含两份配套细则： 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）》 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）》 配套同步下发通知：启动 2027 年度增量新能源项目机制电量竞价注册登记；本次 V1.0 是对 2025 版细则的修订升级，适配海南电力现货市场持续试运行环境
一、机制底层逻辑（海南特色 “差价兜底机制”）
核心公式：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 − 同类型月度市场交易均价）
全部电量首先进入电力现货 / 市场化市场按市场均价结算；
再对竞价中标那部分 “机制电量”做差价补差；
补差形成的总费用，由省内全体工商业用户统一分摊（科目：新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用）；
不是固定标杆电价，是市场电价 + 差价补偿的托底模式。
二、两份细则各自适用边界
细则①：竞价实施细则
适用对象：2025‑06‑01 之后投产的增量风光项目（集中式光伏、分布式光伏、陆上风电；不含已单独定电价的竞配海上风电）
竞价年度节奏：每年 10 月组织下一年度竞价；2027 年度现在开启注册登记；
竞价分组：
海上风电：单独竞价；
陆上风电 + 光伏合并为同一个竞价组一起竞价出清；
同一轮次中标，同组全部中标项目统一同一个机制电价、统一执行年限（陆上 & 光伏 12 年；海风 14 年）；
单个项目存在机制电量申报上限；事前申报机制电量占比，事后按每月实际上网电量折算机制电量；
并网时就需要签署购售电合同，把差价结算条款固化进合同文本。
细则②：差价结算实施细则（统一结算规则，存量 + 增量全覆盖）
适用范围更广：
存量项目：2025‑06‑01 之前已并网风光存量项目；
增量项目：竞价入选的 2025‑06‑01 之后新增风光项目；
存量项目直接沿用原有存量机制电价，存量不参与年度竞价；只有增量每年竞价
新增 2026V1.0 重点管控条款
超发管控：项目实际利用小时数超过同区域同类型近三年均值 + 30% 上限，次年直接取消本项目机制资格，不再享受差价补偿；用于严控超备案容量抢发电量拿补贴；
到期自动退出：机制电价执行期限到期次月起，直接全部退出差价托底，完全纯市场化；不续期；
分电源类别分别计算月度市场加权均价：海上风电、陆上风电、光伏三类分别算各自月度市场均价，同类全部项目电量加权；作为补差基准；
按月完成差价结算，月结月清；每月核算、年终不做统一回溯调整。
三、2027 年度竞价时间节点
当前阶段：2026‑09‑29 起开启注册登记；先完成主体资格登记；
后续：10 月正式开展 2027 年度增量新能源机制电量竞价；
竞价入选项目对应的机制电量托底政策，自2027 年 1 月 1 日起生效执行；
未报名 / 竞价落选的增量项目：全部电量直接完全市场化，没有差价补偿托底。
四、政策关键信号解读（光伏 / 风电开发商视角）
海南这套可持续价格机制本质：不是固定标杆电价，是竞价取得一段年限（光伏 12 年）的价差托底额度；仅针对一定比例的机制电量，不是全部发电量兜底；剩余电量完全裸奔走现货市场。
V1.0 版强化超发惩戒，开发商不能靠超备案装机、超利用小时多拿差价收益；实际申报机制电量规模要基于备案容量和当地等效利用小时审慎测算。
存量项目和增量项目两套体系分开；存量不重新竞价；新增项目每年一轮竞价抢托底额度；2027 是新版细则落地后的首轮竞价。
费用全部工商业用户分摊，财政不掏钱；属于市场化托底机制；未来随着现货市场电价抬升，项目实际拿到的差价补差会动态收窄。
五、企业实操提示
已建存量风光项目：复核自身清单是否纳入存量机制，重点关注利用小时，规避触发超发退出条件；
在建、拟 2027 年前后并网的光伏 / 陆上风电项目：务必完成本次竞价注册登记；评估报价策略；机制电量申报上限要结合等效小时、厂用电率公式测算；
海上风电：竞配项目延续原有单独电价，不参与本次陆上 + 光伏竞价组。
