儲能中國網獲悉，7月10日，貴州省能源局發布關于印發《貴州省電力需求響應實施方案(試行)》(以下簡稱《方案》)的通知。

　　《方案》表示，需求響應資源，包括工業生產、充電樁、制冷、制熱等靈活調節資源。需求響應資源經負荷聚合商聚合為虛擬電廠，以虛擬電廠為單元參與需求響應。各負荷聚合商分別按地區聚合用戶側可調節負荷、分布式電源等分類資源，形成獨立虛擬電廠，實現電網能量交互。

　　市場主體提交申報信息包括：

　　1.參與響應日的需求響應資源組合。

　　2.響應容量。負荷聚合商響應容量為組合中各需求響應資源的響應容量之和。響應容量應不小于0.1萬千瓦，且不小于參與資源最小響應能力之和、不大于參與資源最大響應能力之和。負荷聚合商需同時申報代理電力用戶可響應容量，作為需求響應零售側結算參考。

　　3.響應時段。根據電力供需形勢，由調度中心發布需求。

　　4.響應時長。原則上響應時長不低于1小時。

　　5.響應價格。響應價格上限為1.5元/千瓦時。

　　原文如下：

　　貴州省能源局關于印發《貴州省電力需求響應實施方案(試行)》的通知

　　黔能源運行〔2023〕54號

　　貴州電網有限責任公司，貴州電力交易中心，各市場主體：

　　為加強電力需求側管理，推動通過市場化響應方式，引導電力用戶降低高峰時段用電負荷，助推電力系統削峰填谷，保障電網安全穩定運行，確保社會用電秩序平穩有序。經研究，現將《貴州省電力需求響應實施方案(試行)》印發你們，請遵照執行。

　　附件：《貴州省電力需求響應實施方案(試行)》

　　2023年7月10日

　　貴州省電力需求響應實施方案(試行)

　　為積極應對當前電力供應緊張形勢，促進電力供需平衡和電力系統安全穩定運行，根據《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號)和《國家發展改革委辦公廳國家能源局綜合司關于推進新型電力負荷管理系統建設的通知》(發改辦運行〔2022〕471號)等文件規定要求，結合貴州實際，制定本實施方案。

　　一、總體思路

　　以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導，深入貫徹落實“四個革命、一個合作”能源安全新戰略，進一步深化電力體制改革，優化完善貴州市場化需求響應交易機制，發揮市場在資源配置中的決定性作用，以日前邀約型需求響應起步，在條件成熟后逐步實現小時級和分鐘級需求響應，通過市場化方式引導電力用戶提高電能精細化管理水平，降低高峰時段用電負荷，助推電力系統削峰填谷，促進源網荷儲友好互動，緩解電力供需矛盾，促進非嚴重缺電情況下的電力供需平衡，保障能源供應安全。

　　二、工作原則

　　(一)堅持市場導向。充分發揮市場配置資源的決定性作用，明確市場主體參與條件，制定需求響應規則，鼓勵電力用戶自主、自愿參與需求響應，由市場形成需求響應價格。

　　(二)堅持公平公正。堅持“誰響應、誰受益”原則，實施過程中嚴格執行相關法律法規和規則規程，對所有參與市場主體公平對待、一視同仁。

　　(三)堅持統一調度。按照“統一市場、統一機制、統一平臺”的原則，優化完善貴州市場化需求響應交易機制，促進全網資源優化配置。

　　三、市場構成

　　(一)市場成員

　　包括市場主體、市場運營機構和電網企業三類。

　　1.市場主體。市場主體包括電力用戶、負荷聚合商等。電力用戶分為批發用戶和零售用戶，批發用戶指直接參與需求響應交易的用戶，零售用戶指由負荷聚合商代理參與需求響應交易的用戶。負荷聚合商和電力用戶均須在貴州電力交易中心(以下簡稱交易中心)完成入市注冊。同一月度內，電力用戶僅能以批發用戶或零售用戶的一種身份參與市場化需求響應。

　　2.市場運營機構。包括貴州電網公司電力調度控制中心(以下簡稱調度中心)和交易中心。其中：調度中心負責提出擬開展需求響應規模、交易出清、安全校核，負責建設、運維職責范圍相關技術支持系統;交易中心負責需求響應市場主體注冊、申報和協議管理、評價考核、信息披露、出具結算依據，負責建設、運維職責范圍相關技術支持系統。

　　3.電網企業。貴州電網公司負責基線負荷與測量負荷認定、需求響應交易結算，代收代付相關費用;配合開展需求響應評價。

　　(二)需求響應資源。包括工業生產、充電樁、制冷、制熱等靈活調節資源。需求響應資源經負荷聚合商聚合為虛擬電廠，以虛擬電廠為單元參與需求響應。各負荷聚合商分別按地區聚合用戶側可調節負荷、分布式電源等分類資源，形成獨立虛擬電廠，實現電網能量交互。

　　(三)市場主體參與條件

　　1.參與對象。電力用戶直接或由負荷聚合商代理參與交易。

　　2.技術條件。現階段僅限售電公司注冊為負荷聚合商。負荷聚合商聚合的單個虛擬電廠響應能力不低于0.1萬千瓦，單個需求響應資源響應能力不低于0.01萬千瓦，響應時長均不低于1小時。需求響應資源須由電網企業安裝小時計量表計。

　　(四)市場主體注冊

　　1.負荷聚合商注冊信息。負荷聚合商的基本信息暫參照售電公司注冊要求，已注冊售電公司不需要重復注冊，僅根據需求補充相關信息即可。

　　負荷聚合商聚合的虛擬電廠基本信息：虛擬電廠根據需求響應資源的屬性自動聚合建檔，包括聚合需求響應資源清單和需求響應資源的基本信息。

　　負荷聚合商聚合的虛擬電廠技術信息：聚合需求響應資源的技術信息。虛擬電廠最大響應能力不得大于聚合需求響應資源最大響應能力之和，最小響應能力不得小于聚合需求響應資源最小響應能力之和。

　　2.需求響應資源(或批發用戶)注冊信息。基本信息包括：用戶編號、用戶名稱、計量點編號、結算戶號、電壓等級、資源類型、所處地區等。技術信息包括：最大響應能力、最小響應能力、最大響應時長、最小響應時長、可響應時段等。

　　(五)交易品種

　　按照對負荷曲線的影響，需求響應包括削峰類、填谷類兩類;按照響應時序，可劃分為邀約型、實時型兩類。根據目前運行需要，初期選擇開展邀約型削峰類需求響應交易。

　　四、組織實施

　　當省內電力供需形勢偏緊，經評估需要開展需求響應交易時，由貴州電網公司向省級電力運行主管部門提出開展需求響應交易申請，獲得批復后嚴格組織實施。

　　(一)負荷計算

　　基線負荷、測量負荷以小時平均功率(即小時電量/1h)計算。單個需求響應資源負荷，包含用電編號下所有參與市場化交易的計量點負荷。

　　基線負荷是指未實施需求響應和有序用電時電力用戶的小時平均用電負荷，是判定需求響應執行效果的依據。

　　(二)基線負荷制定

　　根據計量自動化系統接收的注冊用戶時間和需求響應時間，劃分時間區域，將樣本日的日期類型劃分為工作日和節假日(含周末)。

　　如果是工作日，則從用戶小時負荷數據中取最近5個同為工作日，且該日不存在需求響應和有序用電情況的用戶小時負荷數據，作為計算樣本數據。

　　如果是節假日(含周末)，則從用戶小時負荷數據中取最近3個同日期類型，且該日不存在需求響應和有序用電情況的用戶小時負荷數據，作為計算樣本數據。

　　計算每個用戶樣本日的小時平均負荷數據，剔除樣本日小時電量低于日均電量25%或高于日均電量200%的樣本，取剩余樣本小時平均值作為基線負荷。基線負荷分別按虛擬電廠和單個需求響應資源計算，虛擬電廠基線負荷為參與響應日需求響應資源組合中各資源基線負荷之和。

　　電網企業滾動計算單個需求響應資源基線負荷，并于每日10:30前推送基線負荷數據，由交易中心通過需求響應平臺以私有信息方式向市場主體發布。對基線負荷有異議的市場主體，需在當日17:30前提出復議，若未收到反饋意見視為無異議。

　　(三)缺口評估

　　調度中心于D-2日14:00前根據全省統調負荷預測、“黔電送粵”計劃等相關信息，初步測算響應日(D日)電力缺口，提出需求響應容量計劃。

　　(四)需求發布

　　D-2日15:00前，交易中心經需求響應平臺向市場主體發布響應日(D日)需求響應信息，具體包括需求容量、需求時段(以整點作為起止時間)等。

　　(五)市場申報

　　競價日(D-1日)12:00前，市場主體通過需求響應平臺提交申報信息，簽訂交易協議。以電網企業D-2日發布的基線作為用戶當次需求響應評價基線，一個連續需求段內申報的需求響應容量和價格具有唯一性，需求響應資源組合必須相同。已在供電部門辦理暫停用電業務的市場主體不能申報。

　　市場主體提交申報信息包括：

　　1.參與響應日的需求響應資源組合。

　　2.響應容量。負荷聚合商響應容量為組合中各需求響應資源的響應容量之和。響應容量應不小于0.1萬千瓦，且不小于參與資源最小響應能力之和、不大于參與資源最大響應能力之和。負荷聚合商需同時申報代理電力用戶可響應容量，作為需求響應零售側結算參考。

　　3.響應時段。根據電力供需形勢，由調度中心發布需求。

　　4.響應時長。原則上響應時長不低于1小時。

　　5.響應價格。響應價格上限為1.5元/千瓦時。

　　(六)交易出清

　　D-1日15:00前，調度中心根據市場主體申報價格、邀約確認情況等，按照市場出清規則、實際響應需求(根據負荷缺口情況，按照報價從低到高采取邊際出清確定市場主體及響應容量，如存在報價相同的多個市場主體，以申報時間優先確定中標單位，且以全容量中標)，確定出清市場主體，并將出清結果推送至交易中心，由交易中心通知市場主體。調度中心負責對出清結果進行安全校核。

　　(七)競價結果發布

　　D-1日17:00前交易中心發布需求響應交易成交結果通知書，明確用戶編號、參與響應補償價格、響應時段和可響應負荷能力，響應提前通知時間和方式等信息，并通知相關市場主體參與需求響應。負荷聚合商將結果告知代理用戶。

　　根據需求響應中標響應容量及次日剩余缺口情況據實安排有序用電計劃，由調度中心根據需求響應及有序用電安排修正D日負荷預測并用于發電計劃編制。

　　(八)需求響應的執行

　　需求響應執行日(D日)市場主體按中標結果執行需求響應。

　　五、評價考核

　　(一)響應評價

　　市場主體需求響應評價考核按虛擬電廠和批發用戶為單元開展。需求響應執行后，電網企業于D+2日9:00前提供響應日基線負荷和實際測量負荷，交易中心于D+3日評價需求響應執行效果。實際響應容量由基線負荷與實際測量負荷之差確定，按小時計算，具體計算公式如下：實際響應容量=D-2日發布的基線負荷-實際測量負荷。

　　1.若實際響應容量未達到中標響應容量的R1(50%，參數可動態調節，下同)，視為無效響應。

　　2.若實際響應容量大于等于中標響應容量的R1(50%)且小于R2(70%)，按實際響應容量的N(60%)計入有效響應容量。

　　3.若實際響應容量大于等于中標響應容量的R2(70%)且小于等于R3(120%)，按實際響應容量全部計入有效響應容量。

　　4.若實際響應容量大于中標響應容量的R3(120%)，按中標響應容量的R3(120%)計入有效響應容量。

　　需求響應資源響應評價方法與虛擬電廠一致，作為需求響應零售側合同結算參考。零售電力用戶按照負荷聚合商代理其申報容量和出清價格進行響應評價。

　　(二)考核方式

　　當實際響應容量未達到中標響應容量的R1(50%)時，對中標虛擬電廠和批發用戶的無效響應容量進行考核，考核費用按小時計算，日清月結。具體計算公式如下：各小時考核費用=(中標響應容量×R1—實際響應容量)×出清價格×M(0.5，M為懲罰因子，視市場運行情況調整)。

　　零售電力用戶按照負荷聚合商代理其申報容量和出清價格進行考核，作為其與虛擬電廠之間調用收益分成使用。

　　(三)執行結果披露和申訴

　　D+4日，交易中心向市場主體披露響應日有效響應容量。月度結算前，市場主體對需求響應結果存在異議，可在收到結算單后3個工作日內向交易中心或屬地供電局提出申訴。

　　1.用戶申訴內容涉及基線負荷、測量負荷范疇時，收到申訴的單位將相關資料移交計量中心，計量中心會同屬地供電局進行核查。對確認差錯需要重新推送結算的數據，按日重新計算后并入當月結算依據。

　　2.用戶申訴內容涉及出清結果時，收到申訴的單位將相關資料移交調度中心，由調度中心進行核實。

　　3.用戶申訴內容涉及需求響應調用費用計算時，收到申訴的單位將相關資料移交交易中心，由交易中心進行核實處理。

　　六、結算

　　需求響應結算采用日清月結方式，每月8日前完成結算。需求響應中標并提供有效響應容量的市場主體，按小時計算調用收益，具體計算公式如下：

　　負荷聚合商的調用收益=∑各虛擬電廠的調用收益=∑各虛擬電廠有效響應容量×響應價格×響應時間-考核費用。

　　批發用戶的調用收益=∑各電力用戶有效響應容量×響應價格×響應時間-考核費用。

　　需求響應總調用收益=∑負荷聚合商調用收益+∑批發用戶調用收益。

　　虛擬電廠與零售電力用戶之間先進行調用收益(含考核費用)縮放處理，再按零售合同約定分成比例計算調用收益分成。

　　七、資金來源

　　現階段需求響應補助資金由全體工商業用戶共同承擔，按月度實際用電量進行分攤。交易中心會同調度中心結合每日需求響應出清結果，做好需求響應分攤費用結算。

　　八、強化銜接

　　(一)加強與有序用電的銜接。當日前出清的需求響應量仍不滿足系統安全運行需要時，電網企業按程序啟動有序用電方案，結合系統供應能力計算響應日各地區有序用電計劃，扣除符合條件的需求響應中標資源容量后，形成響應日各地區有序用電正式計劃并下發各地供電局執行。當已交易的需求響應容量執行不到位時，電網企業按關規定啟動有序用電，并對相關市場主體嚴格考核。

　　(二)加強與中長期電力市場的銜接。交易中心參照《貴州電力中長期交易規則》，對提供有效響應容量的批發用戶、負荷聚合商，計算用戶當月偏差考核電量后扣減有效響應容量作為用戶最終的偏差考核電量。

　　(三)加強與交易電費結算的銜接。月度市場化交易用戶需求響應交易資金分攤費用，作為用戶市場化交易電費的組成部分在交易結算依據中單列，月清月結。

　　九、組織保障

　　(一)強化組織領導。省級電力運行主管部門牽頭統籌電力需求響應市場化交易相關工作，根據工作需要研究建立聯席會議機制，及時協調解決工作中的困難問題，確保各項工作有序推進。

　　(二)強化政策宣貫。電網公司和交易中心分別通過南網在線微信公眾號、南網在線APP、交易中心網站和微信公眾號宣傳電力需求響應政策，開通95598和公共熱線電話(0851-85596666)咨詢服務，提高市場主體對相關政策的知曉率。

　　(三)強化宣傳發動。組織開展需求響應規則與業務培訓，幫助供電局、電力用戶、售電公司更為熟悉交易規則和流程。根據電力供需形勢，適時發動市場主體積極參與需求響應。

　　該方案為試行版，若遇國家政策調整或市場供需形勢變化，由省級電力運行主管部門及時組織進行修訂。