一、发展基础
（一）发展成就
“十二五”期间，海南省用电需求快速增长，电力建设不断推进，电力发展规模迈上新台阶，电源结构日趋多元化，非化石能源装机比重不断提高，电网建设实现跨越式发展，电网供电能力大幅提高。
电力发展规模迈上新台阶。“十二五”期间，海南省用电需求快速增长，在缺电形势下，全社会用电量由2010年的158亿千瓦时增至2015年的271亿千瓦时，年均增长11.4%。人均年用电量从2010年的1830千瓦时增至2015年的2974千瓦时，年均增长10.2%，与全国平均水平的差距不断缩小，由2010年占全国平均水平的58%上升到2015年的74%。全社会最大发电负荷由2010年的260万千瓦增至2015年的402万千瓦，年均增长9.1%。尽管“十二五”期间，全省发电装机逐年增大，由2010年的393万千瓦增至2015年的670万千瓦，年均增长11.3%，但电力供应能力仍显不足，全省缺电形势严峻，2015年最大电力缺口约73.8万千瓦。
电源结构日趋多元化，非化石能源装机比重不断提高。。“十一五”初期，海南电源装机主要由煤电、气电和水电三类电源构成，煤电、气电、水电、新能源发电装机比重约为38.4:34.1:27:0.5。“十二五”期间，随着风电、光伏等新能源的发展，以及垃圾发电、余热发电、综合利用装机以及核电的相继投产，全省电源结构日趋多元化，电源种类涵盖煤电、水电、气电、核电、风电、光伏发电、生物质发电和余热发电等八种。截至2015年底，煤电、气电、核电、水电、新能源发电的装机比重为56：11.1：9.7：13：10.2。核电装机实现从无到有，非化石能源装机占比由2010年的26.8%增至2015年的32.9%。
电网建设实现跨越式发展。海南电网已基本建成环绕沿海各负荷中心的220千伏“目”字形双环网，并通过1条500千伏海底电缆与南方电网主网相连，基本建成了北、中、南三条西电外送大通道，建成了海口、三亚、洋浦三个重要负荷中心的较为坚强的受端电网。全省绝大部分市县城区实现双电源供电，绝大部分变电站具备两台主变，“单线单变”比例大幅减少。重点城市主城区110千伏变电站基本实现“N-1”运行要求，乡镇和行政村的通电率达到100%，农村电网改造率近100%。重点城市可靠性指标提高到99.95%，电压合格率为99.96%。
（二）存在问题
主力电源项目建设滞后，电力供需矛盾突出。“十二五”期间，规划的主力电源（东方电厂二期、西南部电厂、昌江核电等）项目因多方因素均未按计划投产，致使海南电力供应形势持续紧张，2011年～2015年均存在电力缺口，迎峰度夏用电高峰月份普遍存在错避峰用电。尤其是2014年出现了一级特别严重缺电问题，实际最大错峰电力68万千瓦，累计191天，煤电机组利用小时高达7000小时。2015年实施错峰限电176天，最大电力缺口约73.8万千瓦。
调峰电源建设滞后、新能源快速发展，系统面临较大的调峰压力。近年来受来水、供气不足影响，传统水电、气电调峰电源调峰能力大打折扣，煤电机组需参与深度调峰，增加了系统安全运行压力。随着我省产业结构的进一步优化，三产和居民用电比重不断上升，海南峰谷差逐年增大，而配套昌江核电建设的琼中抽水蓄能电站、联网二回工程无法同步投产，2016-2017年期间海南将面临严重的调峰压力。且随着新能源的快速发展，以风电为代表的新能源具有间歇性出力和反调峰特点，对海南电力系统的调峰能力提出了更高要求。
电网结构仍显薄弱、抵御自然灾害能力较差，安全稳定运行风险依然存在。一是主网网架结构薄弱，有待加强。海南220千伏电网仍然存在单变情况，部分220千伏变电站不能满足N-1运行要求；东部地区缺少无功支撑，电压波动较大；西北、西南220千伏断面存在N-1过载问题。城市和农村配电网仍存在供电线路过长，110千伏变电站布点不足，部分线路导线截面小转供能力有限等现象，电力供应卡脖子在部分地区仍存在。二是配网抗灾能力有限，亟需提高。主要表现为：高压电网结构薄弱，运行风险突出；中压配电网供电半径较长；电站分布不均衡，配网轻载与重载并存；城市电缆落地不足，抗极端天气能力弱；早期农网建设标准偏低等。历次台风袭击，海南均发生大范围的断杆、倒（斜）杆现象，需要约10-15天的时间才能复电。其中，2014年“威马逊”台风造成海口市用户28万户停电（影响面达到82.4%）。三是系统安全隐患犹存，仍需完善。昌江核电一期投产后，海南“大机小网”问题将凸显。尤其是联网二回未投产前，单回联网情况下，如联络线（海底电缆）故障或检修，海南电网将面临孤网运行，一旦核电机组故障跳闸，将可能导致电力系统失稳引发全岛停电事故。
主网架发展需待核电等重要电源布点确定后，再进一步论证。海南省中长期电力发展主力电源类型、布局还需各方进一步明确，尤其海南核电第二场址的选址将对电网结构产生重大影响。电源发展的不确定性，将影响主网架发展方向，尤其是电网的中长期规划和发展，同时致使过渡期间电网运行困难。
二、面临的形势
（一）形势与挑战
经济社会发展和民生保障对电力供应提出更高要求。电力工业作为重要的基础产业，承担着保障经济社会发展的重要任务。为保障经济社会发展和服务人民生产生活，需不断提高对电力供应保障能力，且国际旅游岛建设、城镇化发展、国防保障等对电力保障提出更高的要求。
海南生态文明建设，绿色发展，要求电力必须走清洁、绿色发展道路。海南省坚持生态优先、保护环境的发展原则，把建设生态文明、保护生态环境、节约能源资源放在经济社会发展的首要位置。未来海南电力发展必将走清洁、绿色发展道路，从海南自身所具备的特点和优势出发，积极发展可再生能源，推动核电建设，不断提高天然气利用比重，同时发展中要注重保护环境，实现人和自然的协调发展。
系统调峰压力将长期困扰海南电力系统。因我省特殊地理条件，电力基本是以自我平衡为主。随着核电投产，新能源快速发展对系统调峰能力不断提出新的要求，同时随第三产业发展，系统峰谷差不断扩大，而相关的调峰（备用）设施（琼中抽水蓄能电站、联网二回）投产滞后，将对系统安全运行带来较大压力。
电力项目建设受到的环境保护、土地综合利用、自然保护区和城市建设的制约影响日益突出。主要表现在：一是变电站征地难，农民不同意按政府赔偿标准出让土地，要价高，导致征地困难重重，尤其是国际旅游岛建设上升为国家战略后，土地升值较快，造成征地难度越来越大；二是线路走廊下抢种、青赔要价高或要求线廊征地，造成施工受阻；三是涉及铁路和部队等单位的项目协调工作难度大。电力工程前期工作的难度越来越大，极大地制约工程进度，导致发电和输变电工程难以按计划投产，电力供应受到影响。
（二）电力需求预测
根据《海南省国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》，“十三五”期间，海南省经济保持中高速增长，全省地区生产总值年均增长7%。采用人均用电量法、分行业产值单耗法、自然增长率+大用户法和回归法等多种负荷预测方法，对海南省电力需求进行预测。
2020年，海南省全社会用电量、全社会用电最高负荷分别为435亿千瓦时、740万千瓦，“十三五”年均增长率分别为9.93%、11.47%，电力弹性系数为1.2左右。其中，海南北部分区、西部分区、东部分区、南部分区、中部分区全社会用电量分别为147亿千瓦时、179亿千瓦时、27亿千瓦时、70亿千瓦时、12亿千瓦时，全社会用电最高负荷分别为282万千瓦、294万千瓦、54万千瓦、132万千瓦、32万千瓦，“十二五”期间年均增长率分别为8.1%、11.8%、7.9%、8.7%、6.8%。
三、指导思想和原则
（一）指导思想
深入贯彻党的十八大、十八届三中、四中、五中全会和习近平总书记系列重要讲话精神，坚持“四个全面”战略布局，以创新、协调、绿色、开放、共享五大理念为指引，紧紧围绕生态立省、绿色崛起、国际旅游岛建设主线，积极融入国家一带一路战略，全面落实多规合一，全面落实国家《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》、国家能源消费总量和强度双控相关政策要求，牢固树立能源安全底线、生态环保红线、节能提效主线的“三线”思维，着力推动“能源生产、消费和技术革命”，坚持“适度超前，节能优先；调整结构，多元发展；产业升级，加强环保；统筹兼顾，综合平衡”的方针，转变电力发展方式，调整优化电源结构，创新电力体制机制，着力发展清洁能源，推进电力绿色发展，着力推动科技进步，构建清洁、安全、可靠的电力保障体系，为实现海南国际旅游岛建设发展提供安全可靠的电力供应保障。
（二）基本原则
----生态立省。按照国家能源发展战略总体要求，结合海南生态立省、国际旅游岛建设绿色之岛的发展实际，着力发展清洁能源，推进能源绿色发展。
----结构优化。优化调整电力结构和布局，促进电源多元化发展，不断拓宽电力供应渠道，适度推动清洁煤电的发展，积极发展核电、新能源发电并统筹开发抽水蓄能电站，不断提高非化石能源占比。
----安全可靠。立足本省电力自平衡，适度超前规划和建设主网架，以智能互联为目标着力解决配电网薄弱问题，不断提高电网协同保障能力、防灾抗灾能力，努力构建“坚强、安全、绿色、经济”的电力供应体系。
四、发展目标
1、电源发展
“十三五”期间，海南合计新增发电装机容量为477万千瓦（含风电38万千瓦、太阳能发电100万千瓦），火电退役容量27万千瓦。到2020年，海南省装机总量达1139万千瓦左右，煤电、气电、核电、抽蓄、水电、风电、光伏、其他发电装机占比分别为40%、14%、11%、5%、8%、6%、11%、5%；非化石能源装机占比为46%，发电量占比争取达到41%；新能源（风电、光伏）发电装机占比为17%，发电量占比为6%以上。
2、电网发展
到2017年，全省246个中心村电网完成改造升级，实现村村通动力电，基本解决低电压问题；到2020年，海口、三亚中心城区用户年均停电时间不超过1小时，达到全国先进水平；城镇地区用户年均停电时间不超过10小时，农村地区用户年均停电时间不超过24小时；全网配电自动化、配网通信系统覆盖率不低于90％，低压集抄和智能电表覆盖率达到100％；农村户均配变容量不低于2.0千伏安，达到国家城乡配电网建设改造标准。
3、节能减排
发供电效率，2020年，发电厂供电煤耗下降到302克/千瓦时以下，全口径线损率（包括配电损耗）下降到7.21%以下。二氧化硫排放，燃煤机组脱硫效率至98%，全省30万千瓦及以上公用燃煤发电机组、10万千瓦及以上自备燃煤发电机组二氧化硫排放浓度实现超低排。到2020年，实现全面脱硫提效，排放浓度不超过35mg/m3。氮氧化物排放，13.5万千瓦以上燃煤机组全部建成烟气脱硝设施，脱硝率达85%以上，全省30万千瓦及以上公用燃煤发电机组、10万千瓦及以上自备燃煤发电机组氮氧化物排放浓度实现超低排放，2020年，实现脱硝提效，排放浓度不超过50mg/m3。烟尘排放，实现除尘提效，排放浓度不超过10mg/m3。
五、重点任务
（一）构建多元、清洁的电源供应体系
到2020年，形成以清洁煤电、核电为主力电源，燃气和抽水蓄能为调峰电源，以可再生能源为重要组成部分的岛内自我平衡系统，以跨海联网电缆作为备用、补充、保障的电力供应格局，逐步减少煤电比重，不断提高清洁能源比重。
1、适度发展气电。基于气源供应能力、气电厂址条件和气价承受能力约束适度发展气电，完善气、电价格联动机制。在琼海建设2台39万千瓦天然气发电机组，扎实推进南山气电、清澜电厂扩建机组、万宁天然气发电等项目前期研究，适时启动项目建设。积极落实LNG引进项目用于发电的气源份额和气价，确保新上气电项目和现有70余万千瓦气电供气合同到期后的燃气供应。除大型燃气电厂外，鼓励在城镇适当发展冷热电三联供分布式气电示范试点。“十三五”期间，海南发展气电主要由LNG引进项目提供气源，中长期可考虑通过LNG引进项目或海域天然气开采提供气源。
2、逐步优化煤电结构。继续推动洋浦热电联产工程2台35万千瓦机组建设，淘汰2台13.8万千瓦煤电小机组，适时通过“上大压小”补充海口电厂五期1台66万千瓦超超临界燃煤机组，同时，严格执行能效和环保准入标准，压缩乃至取消自备电厂。开展“能效电厂”建设示范工程，对现役机组实施节能环保改造升级，积极推进燃煤电厂脱硫、脱硝、除尘技术升级改造。
3、安全推进核电项目有序建设。。确保昌江核电站一期2台65万千瓦机组按期投产。加快推进昌江核电二期2台100万千瓦机组建设。启动海南第二核电站前期工作，积极保护昌江海尾镇进董村厂址、儋州市海头镇大岛地厂址、儋州市海头镇洋家东村厂址、万宁市山根镇大石岭厂址、万宁市龙滚镇正门岭厂址。适时推进核电小型堆示范建设工作。
4、加强水电资源管理，对部分水电适度技改扩容。加强水电资源开发利用的规划和管理，对部分水电站适度有序技改扩容，2020年水电装机达到150万千瓦（含60万千瓦琼中抽水蓄能）。有序推进抽水蓄能电站开发建设，配合第二座核电站，加快推动三亚羊林抽水蓄能电站建设工作，2020年海南电网抽水蓄能电站规模为60万千瓦，解决电力系统调峰困难，保障核电运行安全。
5、加快发展风电。深入开展风资源勘测调查，在风电场建立功率预报系统和综合控制系统，实现整个风电场的优化控制。积极推进海上风电发展，至2020年，争取投产东方近海风电装机共35万千瓦。开展东方#2风电场、乐东、文昌、临高、儋州等近海风电前期研究，开展三沙及其他重要海岛风电利用研究。
6、扩大利用太阳能。坚持集中与分布式并重，综合利用未利用地、水面、废弃矿区、厂房等资源建设太阳能发电项目以及光电建筑一体化项目，推进城市景观大道、旅游景点的太阳能光伏照明改造工程。在大型公用建筑、工商企业、居民住宅等领域拓展分布式光伏发电，将城市屋顶太阳能并网光伏发电系统作为太阳能光伏发电的重点领域。集中式地面光伏电站谨慎开发，优先推动渔光互补示范试点，完善“一地两用”的模式，实现土地和光伏发电的综合高效利用。“十三五”期间，新增太阳能发电100万千瓦。积极推进太阳能热利用，最大限度应用太阳能热水系统。在太阳能空调示范和推广领域寻求突破，在政府办公楼、医院、学校、商场、厂房等城市公共建筑推广应用太阳能空调系统。开展三沙及其他重要海岛太阳能利用模式研究。
7、科学开发生物质能。统筹各类生物质资源，结合资源综合利用和生态环境建设，推进生活垃圾焚烧发电、生物质成型燃料、沼气发电、生物柴油、燃料乙醇等项目，至2020年，新增生物质能利用量相当于替代化石能源30万吨标准煤。在各市县推广利用规模化沼气试点，海口、儋州分别建设两座规模化沼气工程，其他市县各建设一座规模化沼气工程，试点沼气加压提纯替代车用燃气，试点能源草为原料的生物质车用气。支持大型畜禽养殖场、城市污水处理厂、有机废弃物排放量大的企业，建设沼气发电工程。严格控制农林业生物质能发电规划布局，通过试点示范，有序推动生物质能发电发展，至2020年农林生物质能发电控制在9万千瓦；三亚、儋州、万宁等地垃圾发电积极推进，力争2020年达到9万千瓦；新增沼气发电0.5万千瓦。
8、试点开发利用地热能、海洋能。根据海南省地热能资源特点和用能需求，因地制宜开展浅层、中层和深层地热能的开发利用。结合地热资源特性及各类地热能利用技术特点，开展地热能发电、供热等多种形式的综合利用，鼓励地热能与其他化石能源的联合开发利用，提高地热能开发利用效率。试点开展潮汐电站建设研究，在一些潮差较大的海岸带和在南海诸岛建造小型潮汐电站，试点建设万宁波浪发电。
9、建设绿色低碳海岛独立能源系统。按照补给基地、军事基地、旅游开发等不同功能定位，科学设计海岛及邻近海域珊瑚礁能源供应方案，积极开展海洋能综合利用示范。发展千瓦级小型波浪能装备，解决海上测量设备与仪器的供电问题。发展百千瓦级波浪能发电装备，解决远海岛屿和大型海上设施的供电问题。发展大型漂浮式多能互补平台，建成兆瓦级海上可再生能源与淡水供应平台、浮动岛屿，实现可再生能源发电、物资存贮、人员居住等多种任务，也可以作为岛礁的备用电源和后备空间。适时推动核电浮动堆的示范工程建设。
（二）打造安全、稳定的绿色智能电网
注重能源安全输送，打造安全稳定绿色智能电网，实现全省“双回路跨海联网、双环网沿海覆盖、三通道东西贯通”电力主网架格局，逐步建设坚强海南电网。落实国家智能电网试点，积极发展大规模储能，变革能源系统运行调度模式，提高电力系统调峰和消纳可再生能源能力。
1、逐步建设坚强海南电网。
逐步完善和优化主网架：一是完善加强海南220千伏环岛主网架，不断满足负荷的需求和电网的安全运行要求；二是着重对海口以及儋州洋浦工业园区重点加强，保障电源送出，满足近期电网的负荷增长需求；三是配合电源投产计划完成电源送出工程，重点完成洋浦热电联产项目、海口电厂五期及琼中抽水蓄能项目配套送出工程的建设，保障电源电力送出；四是保障500千伏联网二回路线路按期投产，增强海南电力系统供电可靠性和系统稳定性；五是开展中长期研究，“十三五”后期将结合电源布点布局，充分考虑昌江核电二期（2×100万千瓦）发展实际，开展500千伏主网架研究，届时向“220千伏主网架+500千伏点对网”网架方案转变，或构建500千伏主网架结构。“十三五”期间，35千伏及以上电网共计新建及改扩建变电站159座，新增变电容量946.3万千伏安，新建及改造线路长度3499.2公里。
进一步加强配电网建设。至2020年110千伏电网基本形成双链、单链、π-T等接线形式，110千伏和220千伏变电站实现双电源供电。一是增强供电能力，适度超前建设配电网，提高对负荷增长的适应能力，着力解决“卡脖子”、“低压”、“过载”等问题。二是提升城镇电缆化水平，配合“多规合一”将配电网电力电缆纳入综合管廊建设，随城市综合管廊同步规划、同步建设。三是规范住宅小区供电，针对住宅小区产权不清、责权不对等现象建立统一的住宅小区供配电设施建设管理制度，将住宅小区用电需求纳入配电网统一规划，规范设计、规范建设。“十三五”期间，海南电网计划新建10千伏线路3447.2公里，新增变电容量198.6万千伏安，新增台区6462个，新建低压线路12001公里。
2、增强电网抗风抗灾能力。加强防风加固工程投入，对海口、三亚等城市配电网主干线和重要电力用户可考虑采用电缆入地方式，对沿海台风气象条件恶劣的城镇主干线可采用铁塔线或者水泥杆与铁塔混合线路，对现有10千伏电线杆可采用加装防风拉线。
3、发展智能电网。以220千伏电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强网架为基础，以通信信息平台为支撑，实现电力系统的发电、输电、变电、配电、用电和调度六大环节的“电力流、信息流、业务流”高度一体化融合。适应新能源、分布式电源和储能设备接入要求，优化配电网架结构，推进自动化和信息化建设。新能源以分散方式、小容量接入电网，通过智能微电网实现就地消纳，在海口、琼海、三亚等城市新建住宅区试点建设智能微网。提高配电网智能化水平，完善智能计量体系，构建覆盖全业务流程的智能用电系统和双向互动的营销技术支持平台。
（三）建立高效、低碳的电力消费格局
以提升电力系统综合效率为目标，实施电力需求侧响应能力提升工程和电能替代工程，加快全省充电基础设施建设，实现供给侧和需求侧融合发展，逐步建立起高效、低碳的电力消费格局。
1、加强电力需求侧管理。海南日最小负荷率较低，不但增加了系统调峰困难，还降低了设备的利用率，增加了用电成本。利用智能电网技术加强电力需求侧管理，开发低谷用电技术（如热泵、冰蓄冷、智能家电、智能楼宇及小区、电动车充电优化等），以转移高峰电力，有效降低系统调峰困难，提高设备利用率，保护生态环境，降低全社会用电成本。
2、推广电能替代。提升能源利用清洁化水平，实施电能替代工程。加快推进工业、交通、商业和城乡居民生活等各领域的电能替代，逐步推进蓄热式与直热式工业电锅炉应用，推广电烤槟榔，推动电动汽车普及应用，推广靠港船舶使用岸电和电动货物装卸，支持空港陆电等新兴项目推广。优化电能替代价格机制，创新探索融资渠道。
3、推进电动汽车充电基础设施建设。按照“统筹规划、适度超前”的要求，按桩站先行、分类实施的原则，有序推进电动汽车充电基础设施发展，构建基本覆盖全省的充电基础设施服务网络，满足3万辆新能源汽车发展和使用基本需求为根本，至2020年推动2.8万个充电桩建设。2016-2018年为公共基础设施发展阶段，2019-2020年为用户专用增长阶段。2018年，新建集中式充换电站30座，新增分散式充电桩11,300个，其中公共充电桩3,010个；至2020年，建成集中式充换电站30座，建设分散式充电桩28,000个，其中公共充电桩4,670个。打造全省统一的充电设施信息平台。
（四）稳步推动电力体制市场化改革
推动试点示范，促进改革创新。推动海南电力体制改革试点，以直供电为试点，探索建立“输配分开、竞价上网”的运营机制，按国家部署逐步分离竞争性业务和垄断业务，推动供需双方直接交易。根据国家推进电价改革精神，加快推进电价改革试点，建立健全合理的电价形成机制，推进大用户直接购电，实施相关电价政策。重点任务如下：
一是培育售电主体：先期可选取海南现有电力供应自供区、部分工业园区、新开发的区域等组建售电主体，逐步形成多元化的售电主体；二是建立输配电价：保持电网购销差价不变的方式，先建立过渡输配电价；同步按照国家发改委部署开展分电压等级核定输配电价；三是推动大用户直接交易：逐步放开110千伏以上专变大用户与发电企业进行有序电量的直接交易，新增售电公司，先采取趸售方式向电网公司购电，有条件后可以向发电企业直购电；四是建立辅助服务分担共享新机制，为满足电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务新要求，完善辅助服务考核新机制和补偿机制；五是逐步健全政府管理方式，完善电网规划、标准，简化审批，规范输配电网投资，促进新能源消纳，推动城镇居民用电抄表到户等。
六、保障措施
(一)强化电力规划的指导作用。贯彻落实《电力规划管理办法》（国能电力[2016]139号），进一步强化电力规划的刚性作用，将电力规划纳入各级国民经济和社会发展总体规划;各地对纳入规划的电力项目厂址、建设用地和输变电线路走廊等予以保护，确保规划目标的实现;规划项目实施后应进行后评估，在评估的基础上滚动修编规划。
(二)加大电力发展的支持力度。认真落实国家鼓励电力发展的各项政策和措施，精心组织项目，积极创造条件，全力争取国家政策和资金支持;加大电力项目前期工作力度，做好电力项目储备，加快电力项目建设进度;加大对电力项目建设的管理和协调力度，建立常态的电力建设全过程管理和运行项目调度机制。
(三)加强电力安全体系的建设。建立电力建设和运行监测预警体系，加强电力设施保护和运行管理;进一步加强重要场所和设施备用电源的建设，进一步完善电力应急预案，将电力系统应急预案纳入到全社会应急预案体系中;强化电力调度信息披露公平、公正、公开的监督工作，保障电力生产和供应的安全稳定。
(四)加强电力行业节能减排和运行管理。推广先进的发电和污染防治技术，建立电力行业节能减排绩效评估和考核制度;进一步提高全社会的电力利用效率，实现全社会的节能减排;加强运行调度管理，确保新能源、可再生能源电力优先上网，提升火电机组的负荷率水平，提高从省外购入新能源、可再生能源电力比重;强化电力需求侧管理，加大宣传引导力度，制定和落实有序用电方案;按照国家能源消费总量控制政策要求，研究建立电力行业统计体系。
(五)深化电力体制改革和对外合作。在全国整体能源战略部署下，鼓励直购电试点等体制和机制创新;鼓励民间资本参与风能、太阳能、生物质能等新能源发电建设，支持民间资本以独资、控股或参股形式参与水电站、火电站建设，参股建设核电站;加强与能源大省及能源央企之间的战略合作，谋划建设一批具有影响力、带动力和竞争力的重大电力能源项目。
(六)制定电价相关扶持政策，促进调峰电源与新能源发展。完善电力辅助服务补偿机制，对调峰电源给予合理的经济补偿，进一步完善峰谷电价政策，研究可中断电价等价格政策。借鉴两部制电价、固定电价等多种电价机制，结合海南电力负荷特性及电源调峰能力，研究海南联网二回路投资回收机制及运营模式。加快制定支持新能源、电动汽车充电基础设施发展等扶持政策，探索建立促进可再生能源与微电网协同发展机制。
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