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经湖北省省发改委同意，围绕新能源电价市场化改革结算执行环节，我们梳理了一批具有基础性、典型性、代表性的问题并开展答疑，帮助广大经营主体精准把握政策细节，共同推动改革平稳落地。欢迎大家文后提问留言，便于我们针对性开展第三期有问必答工作。 Q1:依据湖北省省新能源上网电价市场化改革方案，新的电费结算方式何时开始实施？ A:本方案自2025年10月1日起实施，电网企业11月份对新能源项目10月上网电费进行结算时，机制电量电费首次得到体现。 Q2:政策执行后分布式光伏发电项目上网电价如何变化？ A:政策执行后，分布式发电项目上网电量不再按固定的0.4161元/千瓦时燃煤标杆价执行，根据政策需全量入市，项目可选择报量报价主动参与市场或者被动接受市场形成的均价。 市场价格有波动，最终结算价格或高于或低于0.4161元/千瓦时。根据政策规定在市场外建立差价结算机制，电网企业按月对机制电量开展差价结算（差价指市场交易均价低于或高于机制电价的部分）。 Q3:新能源项目必须参与电力市场交易吗？ A:根据政策要求，2025年10月1日起，省内所有的风电、太阳能发电项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。 未报量报价主动参与市场的新能源，可以通过被动接受现货市场同类项目月度实时加权平均价格的方式参与。 Q4:什么是中长期交易？ A:电力中长期交易指符合准入条件的发电企业、售电企业、电力用户和独立辅助服务提供者等市场主体，通过自主协商、集中竞价等市场化方式，开展的多年、年、季、月、周等日以上的电力交易。 Q5:什么是现货交易？ A:电力现货交易是指市场主体通过集中竞价等方式开展的日前、日内和实时电能量交易，以及调频、备用等辅助服务交易的市场机制。 Q6:集中式新能源如何参与市场交易？ A:集中式新能源原则上报量报价参与中长期和现货市场，具体参与市场方式按照湖北省能源局发布的最新中长期交易实施方案、现货市场交易实施细则等文件执行。 Q7:分布式新能源如何参与市场交易？ A:符合条件的分布式新能源可单体或聚合后同步参与中长期和现货市场，具体参与市场方式按照湖北省能源局发布的最新中长期交易实施方案、现货市场交易实施细则等文件执行。 Q8:未报量报价参与市场的新能源如何定价？ A:未报量报价参与市场的新能源，接受现货市场同类项目的月度分时点实时加权平均价格；2025年12月31日前，接受现货市场同类项目月度全时点实时加权平均价格。 Q9:现货交易价格由谁提供？如何查看？ A:当月现货交易价格由湖北交易中心在次月初提供并公示，用户可在湖北电力交易平台查看。 湖北电力交易平台官方网址： https://newpmos.hb.sgcc.com.cn Q10:分布式新能源项目主动报量报价参与市场好还是不主动参与市场好？ A:分布式新能源项目主动参与市场的规则还未出台，其交易规则、结算规则还未明确，不能一概而论。 新能源项目市场内的收益由其自主交易决定，主动报量报价参与交易可以实现收益最大化，但同时可能要承担较高的价格波动风险。 Q11:如何判断新能源分布式项目是存量项目还是增量项目？ A:国家明确提出，以投产时间2025年6月1日为划断节点，区分存量和增量项目。 若项目在电网企业营销2.0系统中的并网日期是2025年6月1日前（不含），则被认定为分布式新能源存量项目； 若项目在电网企业营销2.0系统中的并网日期是2025年6月1日及以后，则被认定为分布式新能源增量项目。 Q12:存量项目机制执行期限的条件之一“全生命周期合理利用小时数”如何理解？ A:电网企业计算项目已发电利用小时数=累计发电量÷项目并网容量，并与政策规定的全生命周期合理利用小时数比较，当风电项目已发电利用小时数达到36000小时，光伏项目达到22000小时，则不再执行机制电价政策。 Q13:“四可”是什么，如何实现“四可”？ A:“四可”是指“可观、可测、可调、可控”。 可观是指设备运行状态可监测，可测是指运行数据可采集，可调是指发电功率、电压柔性可调，可控是指实现断路、刚性控制。 实现“四可”的技术路线，10千伏及以上的分布式新能源项目一般要求接入调度机构的系统，实现AGC调度闭环控制；10千伏以下的分布式新能源项目一般通过协议转换器等专用设备接入电网企业用电信息采集系统。 Q14:AGC和低压“四可”未通过认定的扣减10%机制电量比例，是不是对存量和增量都适用？ A:是的，除光伏扶贫项目外均适用。 Q15:“四可”设备配置及安装要求是什么？ A:10千伏及以上的分布式新能源项目，应配置AGC子站设备，具备集电线路功率调节能力，能正确接收和执行调控主站系统下发的AGC指令，调节性能、防误策略等控制功能应满足国家、行业相关规定和电网安全运行要求。 10千伏以下的分布式新能源项目，用户需购买光伏逆变器协议转换器等设备，安装在计量箱内，应支持与光伏逆变器通信，具备协议转换、逆变器电压和功率监测等功能，执行光伏柔性调节指令。通信要求见如下表格：  Q16:“四可”设备安装完成后，如何与电网调通？ A:10千伏及以上的分布式新能源项目需联系对应层级的电网企业调度部门开展AGC调试。 10千伏以下的分布式新能源项目“四可”设备完成安装并自身调试通过后，可通过供电营业厅或网上国网向电网企业申请调试。 Q17:“四可”是否达标如何认定？ A:10千伏及以上的分布式新能源项目AGC调度闭环控制月度评价认定标准为： ①月度评价时间为上一个自然月； ②完成AGC联调且投入闭环控制运行后，未发生因并网主体自身原因导致AGC功能连续5日或累计10日不能投运的，认定为合格。不合格的分布式新能源项目实际结算机制电量比例扣减10个百分点。 10千伏以下的分布式新能源项目“四可”月度评价认定标准为： ①月度评价时间为自然月； ②电网企业每天9:10、11:10、13:10、15:10四次通过用电信息采集系统对10千伏以下的分布式新能源项目的逆变器电压和功率进行召测。四次电压和功率均召测失败则认定为当天设备不在线，任意一次电压或功率召测成功则认定为当天设备在线； ③分布式新能源项目“四可”设备当月连续5天不在线，或者累计10天不在线，当月实际结算机制电量比例扣减10个百分点。 Q18:制定以上“四可”认定规则的依据是什么？ A:分布式新能源“四可”认定规则是基于电网调度控制要求及现有技术条件制定，由政府主管部门认定通过的。 Q19:“四可”结果由谁公示？如何查看？ A:“四可”结果由电网企业公示，月度认定结果可通过账单查看，低压分布式光伏“四可”每日在线情况可通过网上国网查看。 Q20:“四可”扣减电量具体怎么操作？ A:自2026年1月1日起，10千伏及以上的分布式新能源项目未完成AGC调度闭环控制的，以及10千伏以下的分布式新能源项目未通过用电信息采集系统“可观、可测、可调、可控”认定的，当月结算机制电量比例在现行基础上扣减10个百分点。 Q21:差价结算协议要不要签，可不可以不签？ A:纳入机制结算的项目可以通过差价结算协议自行约定与电网企业实际结算的机制电量比例，该比例低于政策规定的比例上限以及上一年比例。 若不签差价结算协议，电网企业默认按政策规定的比例上限计算机制电量及电费。 Q22:新能源项目能否调整变更结算机制电量比例？ A:已纳入机制的项目，都可以在执行期限内自愿申请退出或调低结算机制电量比例，退出后无法再纳入机制执行范围，调低机制电量比例后，无法再调高。 Q23:项目机制电量比例如何修改？ A:用户可联系电网企业修改，每个自然年内可修改一次，次月生效。 Q24:增量项目如何获得机制电量？ A:增量项目通过参加我省机制电价竞价的方式确定是否纳入机制执行范围。 Q25:机制电价竞价工作由哪个部门组织？如何参与？ A:竞价工作由省发改委牵头，省能源局、华中能源监管局参与组织，国网湖北省电力有限公司具体实施。 国网湖北省电力有限公司依托国家电网有限公司新能源云、网上国网等对外服务平台开展资格审核、竞价组织和信息发布等工作。 湖北省省发改委、省能源局近期将印发《湖北省新能源增量项目机制电价竞价方案》及2025年首次竞价公告。届时新能源企业可关注并积极参与。 |
