經湖北省省發改委同意，圍繞新能源電價市場化改革結算執行環節，我們梳理了一批具有基礎性、典型性、代表性的問題并開展答疑，幫助廣大經營主體精準把握政策細節，共同推動改革平穩落地。歡迎大家文后提問留言，便于我們針對性開展第三期有問必答工作。

Q1:依據湖北省省新能源上網電價市場化改革方案，新的電費結算方式何時開始實施？

A:本方案自2025年10月1日起實施，電網企業11月份對新能源項目10月上網電費進行結算時，機制電量電費首次得到體現。

Q2:政策執行后分布式光伏發電項目上網電價如何變化？

A:政策執行后，分布式發電項目上網電量不再按固定的0.4161元/千瓦時燃煤標桿價執行，根據政策需全量入市，項目可選擇報量報價主動參與市場或者被動接受市場形成的均價。

市場價格有波動，最終結算價格或高于或低于0.4161元/千瓦時。根據政策規定在市場外建立差價結算機制，電網企業按月對機制電量開展差價結算（差價指市場交易均價低于或高于機制電價的部分）。

Q3:新能源項目必須參與電力市場交易嗎？

A:根據政策要求，2025年10月1日起，省內所有的風電、太陽能發電項目上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。

未報量報價主動參與市場的新能源，可以通過被動接受現貨市場同類項目月度實時加權平均價格的方式參與。

Q4:什么是中長期交易？

A:電力中長期交易指符合準入條件的發電企業、售電企業、電力用戶和獨立輔助服務提供者等市場主體，通過自主協商、集中競價等市場化方式，開展的多年、年、季、月、周等日以上的電力交易。

Q5:什么是現貨交易？

A:電力現貨交易是指市場主體通過集中競價等方式開展的日前、日內和實時電能量交易，以及調頻、備用等輔助服務交易的市場機制。

Q6:集中式新能源如何參與市場交易？

A:集中式新能源原則上報量報價參與中長期和現貨市場，具體參與市場方式按照湖北省能源局發布的最新中長期交易實施方案、現貨市場交易實施細則等文件執行。

Q7:分布式新能源如何參與市場交易？

A:符合條件的分布式新能源可單體或聚合后同步參與中長期和現貨市場，具體參與市場方式按照湖北省能源局發布的最新中長期交易實施方案、現貨市場交易實施細則等文件執行。

Q8:未報量報價參與市場的新能源如何定價？

A:未報量報價參與市場的新能源，接受現貨市場同類項目的月度分時點實時加權平均價格；2025年12月31日前，接受現貨市場同類項目月度全時點實時加權平均價格。

Q9:現貨交易價格由誰提供？如何查看？

A:當月現貨交易價格由湖北交易中心在次月初提供并公示，用戶可在湖北電力交易平臺查看。

湖北電力交易平臺官方網址： https://newpmos.hb.sgcc.com.cn

Q10:分布式新能源項目主動報量報價參與市場好還是不主動參與市場好？

A:分布式新能源項目主動參與市場的規則還未出臺，其交易規則、結算規則還未明確，不能一概而論。

新能源項目市場內的收益由其自主交易決定，主動報量報價參與交易可以實現收益最大化，但同時可能要承擔較高的價格波動風險。

Q11:如何判斷新能源分布式項目是存量項目還是增量項目？

A:國家明確提出，以投產時間2025年6月1日為劃斷節點，區分存量和增量項目。

若項目在電網企業營銷2.0系統中的并網日期是2025年6月1日前（不含），則被認定為分布式新能源存量項目；

若項目在電網企業營銷2.0系統中的并網日期是2025年6月1日及以后，則被認定為分布式新能源增量項目。

Q12:存量項目機制執行期限的條件之一“全生命周期合理利用小時數”如何理解？

A:電網企業計算項目已發電利用小時數=累計發電量÷項目并網容量，并與政策規定的全生命周期合理利用小時數比較，當風電項目已發電利用小時數達到36000小時，光伏項目達到22000小時，則不再執行機制電價政策。

Q13:“四可”是什么，如何實現“四可”？

A:“四可”是指“可觀、可測、可調、可控”。

可觀是指設備運行狀態可監測，可測是指運行數據可采集，可調是指發電功率、電壓柔性可調，可控是指實現斷路、剛性控制。

實現“四可”的技術路線，10千伏及以上的分布式新能源項目一般要求接入調度機構的系統，實現AGC調度閉環控制；10千伏以下的分布式新能源項目一般通過協議轉換器等專用設備接入電網企業用電信息采集系統。

Q14:AGC和低壓“四可”未通過認定的扣減10%機制電量比例，是不是對存量和增量都適用？

A:是的，除光伏扶貧項目外均適用。

Q15:“四可”設備配置及安裝要求是什么？

A:10千伏及以上的分布式新能源項目，應配置AGC子站設備，具備集電線路功率調節能力，能正確接收和執行調控主站系統下發的AGC指令，調節性能、防誤策略等控制功能應滿足國家、行業相關規定和電網安全運行要求。

10千伏以下的分布式新能源項目，用戶需購買光伏逆變器協議轉換器等設備，安裝在計量箱內，應支持與光伏逆變器通信，具備協議轉換、逆變器電壓和功率監測等功能，執行光伏柔性調節指令。通信要求見如下表格：



Q16:“四可”設備安裝完成后，如何與電網調通？

A:10千伏及以上的分布式新能源項目需聯系對應層級的電網企業調度部門開展AGC調試。

10千伏以下的分布式新能源項目“四可”設備完成安裝并自身調試通過后，可通過供電營業廳或網上國網向電網企業申請調試。

Q17:“四可”是否達標如何認定？

A:10千伏及以上的分布式新能源項目AGC調度閉環控制月度評價認定標準為：

①月度評價時間為上一個自然月；

②完成AGC聯調且投入閉環控制運行后，未發生因并網主體自身原因導致AGC功能連續5日或累計10日不能投運的，認定為合格。不合格的分布式新能源項目實際結算機制電量比例扣減10個百分點。

10千伏以下的分布式新能源項目“四可”月度評價認定標準為：

①月度評價時間為自然月；

②電網企業每天9:10、11:10、13:10、15:10四次通過用電信息采集系統對10千伏以下的分布式新能源項目的逆變器電壓和功率進行召測。四次電壓和功率均召測失敗則認定為當天設備不在線，任意一次電壓或功率召測成功則認定為當天設備在線；

③分布式新能源項目“四可”設備當月連續5天不在線，或者累計10天不在線，當月實際結算機制電量比例扣減10個百分點。

Q18:制定以上“四可”認定規則的依據是什么？

A:分布式新能源“四可”認定規則是基于電網調度控制要求及現有技術條件制定，由政府主管部門認定通過的。

Q19:“四可”結果由誰公示？如何查看？

A:“四可”結果由電網企業公示，月度認定結果可通過賬單查看，低壓分布式光伏“四可”每日在線情況可通過網上國網查看。

Q20:“四可”扣減電量具體怎么操作？

A:自2026年1月1日起，10千伏及以上的分布式新能源項目未完成AGC調度閉環控制的，以及10千伏以下的分布式新能源項目未通過用電信息采集系統“可觀、可測、可調、可控”認定的，當月結算機制電量比例在現行基礎上扣減10個百分點。

Q21:差價結算協議要不要簽，可不可以不簽？

A:納入機制結算的項目可以通過差價結算協議自行約定與電網企業實際結算的機制電量比例，該比例低于政策規定的比例上限以及上一年比例。

若不簽差價結算協議，電網企業默認按政策規定的比例上限計算機制電量及電費。

Q22:新能源項目能否調整變更結算機制電量比例？

A:已納入機制的項目，都可以在執行期限內自愿申請退出或調低結算機制電量比例，退出后無法再納入機制執行范圍，調低機制電量比例后，無法再調高。

Q23:項目機制電量比例如何修改？

A:用戶可聯系電網企業修改，每個自然年內可修改一次，次月生效。

Q24:增量項目如何獲得機制電量？

A:增量項目通過參加我省機制電價競價的方式確定是否納入機制執行范圍。

Q25:機制電價競價工作由哪個部門組織？如何參與？

A:競價工作由省發改委牽頭，省能源局、華中能源監管局參與組織，國網湖北省電力有限公司具體實施。

國網湖北省電力有限公司依托國家電網有限公司新能源云、網上國網等對外服務平臺開展資格審核、競價組織和信息發布等工作。

湖北省省發改委、省能源局近期將印發《湖北省新能源增量項目機制電價競價方案》及2025年首次競價公告。屆時新能源企業可關注并積極參與。

作者： 來源：鄂電價格 責任編輯：jianping