8月25日，海南省發(fā)改委的公開信息顯示，共收到23條關于《關于海南省深化新能源上網電價市場化改革的實施方案（征求意見稿）》的意見，經研究，采納和部分采納11條，未采納12條。

其中采納或部分采納的部分意見包括：

關于戶用項目全容量認定

建議給戶用項目給予一定范圍的周轉空間。比如按照總量考核，如其中某部分容量在完成備案和接入批復后最終未安裝、未并網、或并網后取消的，可替換成相應容量的同類項目，最終達成總容量即可或者參照安徽，全容量認定給一定的裕度，戶用項目完成備案容量的95%可視為全容量并網。

采納意見：《方案》后續(xù)配套結算細則已優(yōu)化投產認定表述，提高可操作性。

關于售電公司整合分布式資源

建議支持售電公司整合分布式資源。在分布式能源聚合規(guī)則中增加細則，細化分布式新能源聚合參與市場的規(guī)則，允許售電公司作為聚合主體代理分布式資源參與交易，并制定標準化結算流程。

采納意見：方案本身已鼓勵分布式新能源聚合交易，具體實施操作細則以后續(xù)有關部門研究出臺的相關細則為準。

關于售電公司綠電交易主體地位及用戶選擇權

建議明確售電公司綠電交易主體地位及用戶選擇權。明確售電公司獨立市場主體地位，允許其與新能源發(fā)電企業(yè)直接簽訂長期的購電協議，并確保協議電量可計入用戶可再生能源消納責任權重考核。并允許售電公司代理用戶自主選擇交易機制。

采納意見：一方面，由售電公司代理的用電戶本就可委托售電公司與具體的發(fā)電企業(yè)簽訂協議，本質上與《方案》規(guī)定允許供需雙方簽訂合同相符。另一方面，簽訂長期購電協議無法確保協議電量計入消納權重考核，仍需以實際市場交易情況為準。

關于售電公司綠電交易主體地位及用戶選擇權

建議放寬增量項目競價限制，支持市場化定價靈活性。對增量新能源項目的競價上限（海上風電0.4298元/千瓦時、陸上風電及光伏0.3998元/千瓦時）進行動態(tài)調整，建立半年度評估調整機制，或允許售電公司代表用戶參與競價，以反映真實市場供需。

采納意見：《方案》公示的限價水平僅為首年競價限價水平，后續(xù)每年本就會動態(tài)評估調整。

關于過渡期政策銜接

建議明確過渡期政策銜接，減少市場不確定性。在過渡期（2025年6月-12月）允許售電公司提前與新能源項目簽訂2026年后的購電協議，并確保協議效力不受政策調整影響。

采納建議：一方面，當前過渡期政策已明確按現有年度交易方案執(zhí)行，售電公司遵照執(zhí)行即可。另一方面，《方案》無法提供任何諸如簽訂協議不受政策調整影響的表述，若實際發(fā)生政策調整仍以政策調整具體情況為準。

原文如下：

海南省發(fā)展和改革委員會關于《關于海南省深化新能源上網電價市場化改革的實施方案（征求意見稿）》公開征求意見情況

在《關于海南省深化新能源上網電價市場化改革的實施方案（征求意見稿）》公開征求意見的時間期限內（2025年7月10日至2025年7月24日），我委收到23條反饋意見。經研究，采納和部分采納11條，未采納12條。

附件：《關于海南省深化新能源上網電價市場化改革的實施方案（征求意見稿）》公開征求意見采納情況表

海南省發(fā)展和改革委員會

2025年8月25日

（此件主動公開）