湖南能监办发布关于公开征求《湖南新能源消纳监测统计实施细则（征求意见稿）》意见的通知，本细则适用于并入湖南电网、接受电力调度机构直接调度的集中式新能源场站（风电、光伏），具备条件的分布式、分散式新能源发电项目参照执行。省内现货市场运行时：取新能源场站超短期预测、出清电力执行允许偏差下限、实发电力比对计算受限电力，采样频次15分钟/次，受限电量为受限电力的积分。其中，超短期预测及出清电力均取实时运行时刻未来15分钟的值，出清电力执行允许偏差下限按照电力现货市场规则参数留取。省内现货市场未运行时：新能源场站受限时段，受限电力等于可发电力减实发电力，取新能源场站可发电力、实发电力计算受限电力，采样频次15分钟/次。详情如下：关于公开征求《湖南新能源消纳监测统计实施细则（征求意见稿）》意见的通知为进一步加强新能源消纳监测分析和监管，保障与电力市场建设运营优化衔接，规范新能源消纳监测统计工作，促进湖南新能源消纳和新能源行业高质量发展，根据《光伏电站消纳监测统计管理办法》（国能发新能规〔2021）57号)、《风电场利用率监测统计管理办法》（国能发新能规〔2022）49号)、《分布式光伏发电开发建设管理办法》（国能发新能规〔2025）7号)等文件，湖南能源监管办组织编制了《湖南新能源消纳监测统计实施细则（征求意见稿）》，现向社会公开征求意见。相关意见建议请于8月1日前反馈至电子邮箱schnb@nea.gov.cn。联系电话：0731-85959972传真：0731-85959950附件：《湖南新能源消纳监测统计实施细则（征求意见稿）》湖南能源监管办2025年7月2日湖南新能源消纳监测统计实施细则(征求意见稿)第一条为进一步加强新能源消纳监测分析和监管，保障与电力市场建设运营优化衔接，规范新能源消纳监测统计工作，促进湖南新能源消纳和新能源行业高质量发展，根据《风电场利用率监测统计管理办法》（国能发新能规〔2022）49号)、《光伏电站消纳监测统计管理办法》（国能发新能规〔2021）57号)、《分布式光伏发电开发建设管理办法》（国能发新能规〔2025）7号)等文件，结合湖南实际，制定本实施细则。第二条本细则适用于并入湖南电网、接受电力调度机构直接调度的集中式新能源场站（风电、光伏，下同），具备条件的分布式、分散式新能源发电项目参照执行。第三条本细则界定的新能源可发电量指排除内部设备故障、缺陷或检修等自身原因引起受阻，不考虑站外约束情况下新能源场站能够发出的电量，具体如下：(一)新能源场站出力受限时，新能源场站可发电力及可发电量按照《风电场利用率监测统计管理办法》和《光伏电站消纳监测统计管理办法》有关规定计算：(二)新能源场站出力未受限时，可发电力等于实发电力，可发电量等于实发电量。第四条本细则界定的新能源受限电量是指排除站内设备故障、缺陷或检修等自身原因影响后可发而未发出的电量，受限电量包括系统原因受限电量和特殊原因受限电量。(一)系统原因受限电量是指新能源受电力系统用电负荷及调峰能力、网架约束、安全稳定运行等因素影响可发而未能发出的电量。(二)特殊原因受限电量包括市场化交易决策不当受限、计划检修受限、不可抗因素受限、并网调试受限、并网技术条件不足受限及其它特殊原因受限等。第五条新能源场站受限时段以调度自动化AGC系统下达限电指令和解除限电指令的时间为准，AGC指令小于当时新能源实际出力时视为该时刻存在出力受限，应进行标识，电力调度机构应准确记录限电时间、出力限值和原因。第六条新能源受限出力的计算与电力市场运行衔接，当新能源场站存在出力受限时，受限出力计算方法如下：(一)省内现货市场运行时。取新能源场站超短期预测、出清电力执行允许偏差下限、实发电力比对计算受限电力，采样频次15分钟/次，受限电量为受限电力的积分。其中，超短期预测及出清电力均取实时运行时刻未来15分钟的值，出清电力执行允许偏差下限按照电力现货市场规则参数留取。受限电力计算方法如下：1.若出清电力允许偏差下限≤实发电力<超短期预测，且出清电力<超短期预测，认为新能源场站出力受限：受限电力=可发电力-实发电力2.若实发电力<出清电力允许偏差下限或实发电力≥超短期预测，或出清电力=超短期预测，认为新能源场站出力未受限：可发电力=实发电力受限电力=0(二)省内现货市场未运行时。新能源场站受限时段，受限电力等于可发电力减实发电力，取新能源场站可发电力、实发电力计算受限电力，采样频次15分钟/次。第七条受限电量计算方法如下：受限电量=可发电量-实际发电量因系统原因受限电量=受限电量特殊原因受限电量特殊原因受限电量包括以下情况：1.因台风、地震、洪水、覆冰、泥石流等不可抗力因素导致未能发出的电量。2.因新能源场站送出输变电设备计划检修导致未能发出的电量。3.因新能源场站出力超出审批（备案）容量而未能发出的电量。4.因新能源处于并网调试运行期或自动发电控制系统(AGC)测试阶段、新能源以临时方案接入系统时输送功率超过输变电设备送电极限。5.因并网技术条件不满足相关标准要求，或违反并网管理要求等原因进行整改的，未整改前和在整改期间未能发出的电量。6.市场化方式并网新能源场站因未落实并网条件导致未能发出的电量。7.因市场化交易决策不当导致的出力受限导致未能发出的电量，现阶段指新能源场站参与电能量市场因报价原因导致未能发出的电量，按照《市场化交易决策不当受限电量计算办法（试行）》计算（附件1）。8.因重大工程施工、重大社会活动、执行特殊保电任务导致未能发出的电量。多种特殊原因同时产生受限电量时，统计时按照主要原因归纳为上述某一类情况。第八条单个新能源场站利用率和地区新能源（风电、光伏）利用率区分两种情况按以下公式计算：