甘肃省电力市场化需求响应实施方案

甘肃省电力市场化需求响应实施方案为贯彻落实国家碳达峰碳中和重大战略决策和“四个革命、一个合作”能源安全新战略，进一步深化电力需求侧管理，通过经济激励引导用户优化调整用电行为，着力提升负荷资源灵活调家发展改革委国家能源局关于印发〈电力负荷管理办法（2023年版）〉的通知》（发改运行规〔2023〕1261号）、《国家发展改革委等部门关于印发〈电力需求侧管理办法（2023年版）〉的通知》（发改运行规〔2023〕1283号）等文件要求，结合我省实际，制定本方案。一、工作目标以保障电网稳定运行、用户安全生产为前提，在全省范围内开展电力市场化需求响应工作。通过灵活运用价格杠杆，引入市场化竞争机制，广泛发动需求侧资源参与响应，引导用电主体自主调节，逐步形成全省最大用电负荷3%以上的需求响应能力，不断增强电网灵活调节能力，推动源网荷储协同互动，保障电网安全稳定运行。二、工作分工甘肃省工业和信息化厅作为省级电力运行管理部门，统筹负责全省电力市场化需求响应工作，并协调解决运营过程中出现的相关问题；甘肃省发展和改革委员会负责确定市场化需求响应费用的分摊方式，并对分摊费用的执行情况进行监测；国家能源局甘肃监管办公室对市场化需求响应运营进行监管。需求响应具体实施，依托新型电力负荷管理系统（需求响应功能模块开展电力市场化需求响应组织、出清、结算等全流程工电力调度机构负责依据电力供需形势确定需求响应执行时段、响应类型、调节功率，及时发布需求响应启动邀约。电力交易机构负责虚拟电厂等新型主体的市场注册，协助电力监管机构开展需求响应信息披露工作，开展新型主体参与需求响应的履约保障凭证管理工作。需求响应参与主体按照规则参与电力市场化需求响应，签订和履行《电力市场化需求响应合作协议》（协议模板见附件1，以下简称合作协议依托新型电力负荷管理系统进行需求响应申报，按照中标结果执行响应，获取响应补偿收益，承担响应不足的有关费用考核。虚拟电厂等新型主体参与需求响应前，还应与电力用户签订《电力市场化需求响应代理协议》（协议模板见附件2，以下简称代理协议）。三、参与主体（一）电力用户具有省内独立电力营销户号，相关用电设备设置独立计量点，具备分时计量与数据传送条件，并接入新型电力负荷管理系统。具体分类及要求如下：1.对于电网企业代理的工商业用户，拥有空调、储能、充换电设施、数据中心、基站等具备可调节能力的，可通过独立户号直接参与需求响应。2.对于直接交易的工商业用户（含市场交易批发用户、零售用户可通过独立户号直接参与或通过虚拟电厂、负荷聚合商代理参与需求响应。工商业用户可自主选择代理服务机构（包括虚拟电厂或其他符合条件的新型主体以月为最小单位签订代理协议。同一合同周期内，同一工商业用户仅可由一家代理服务机构代理，工商业用户委托参与市场化需求响应交易的代理服务机构应与其电能量市场的一致。3.对于选择通过独立户号直接参与需求响应的工商业用户，其负荷调节能力应大于等于1兆瓦，单次响应时长不低于60分（二）虚拟电厂（负荷聚合商）1.具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任，满足甘肃相应电力市场规则规定的准入条件，在电力交易平台完成市场注册，并在参与需求响应前向电力交易机构提交履约保障凭证。2.自建虚拟电厂聚合运营系统，对代理的电力用户具有负荷监测手段和调控能力，并实现与甘肃省新型电力负荷管理系统的数据交互。3.虚拟电厂（负荷聚合商）视为单个主体参与需求响应，可调节能力原则上不低于5兆瓦，单次响应时长不低于60分钟。（三）其他新型主体按照国家及本省政策要求完成市场注册的新型主体，接入甘肃省新型电力负荷管理系统后，可正常参与电力市场化需求响应，具体要求待本省新型主体相关政策出台后另行补充。四、参与方式（一）电力用户电力用户（含虚拟电厂代理用户）应在新型电力负荷管理系统完成账号注册与基础档案信息录入，由电网企业进行资格审核，审核通过的电力用户可在每月底5个工作日前完成合作协议的签订，并于次月起参与需求响应。（二）虚拟电厂（负荷聚合商）虚拟电厂应在新型电力负荷管理系统完成账号注册与基础档案信息录入，组织与代理用户签订代理协议并上传至系统，由电网企业进行资格审核，审核通过的虚拟电厂可在每月底5个工作日前完成合作协议的签订，并于次月起参与需求响应。（三）申报基本要求参与主体申报应约信息包括“时段-电力-价格”，具体要求如下：时段申报包括开始和结束时间，最小单位为1小时；电力申报值不得超过自身最大响应能力，最小单位为1兆瓦；价格申报最小单位为1元/兆瓦时，其中约定削峰响应申报价格区间为0-1000元/兆瓦时，应急削峰响应申报价格区间为0-1500元/兆瓦时。五、实施流程（一）启动条件全省呈现电力供需平衡缺口（不包括发生全网或局部电网紧急事故状态下的电力缺口情况）。（二）响应邀约应信息。参与主体于邀约日（D-1日）16:00前申报约定响应量电网企业于邀约日（D-1日）17:00前开展边际出清，形成响应日用户中标时段、响应负荷、边际价格，并于邀约日（D-1日）18:00前通过新型电力负荷管理系统发布参与主体约定响应中标急需求响应信息，参与主体于响应日（D日）T-3小时前申报应急响应量价信息，电网企业于响应日（D日）T-2小时前完成边际出清，并于T-1小时前通过新型电力负荷管理系统发布参与主体应急响应中标信息。货市场、西北区域省间电力互济交易实际出清情况相应顺延。（三）响应中止当出现以下情况时，电力调度机构、电网企业有权在组织或调用4小时前取消约定需求响应或中止调用，并向用户发布；应急需求响应发布后不可取消或中止。1.因天气变化，电网故障等原因造成新能源预测出现较大偏3.相关技术支撑平台故障等其他情况。1.基线计算。基线负荷是指在未实施需求响应和有序用电的情况下，电力用户的小时平均用电负荷。基线负荷计算选取响应假日）作为参考日，剔除日电量低于5个参考日平均电量25高于5个参考日平均电量200%的异常样本后，计算剩余参考日的小时平均用电负荷作为基线负荷。虚拟电厂等新型主体的基线负荷以其聚合参与需求响应的全部用户基线合计得出。2.评估标准。参与主体基于日基线负荷计算实际响应负荷，并根据负荷响应率对实际响应量进行评价。实际响应负荷为响应时段内基线负荷与实际负荷的差值，同一时刻同时参与约定、应急响应时，按照中标负荷等比例分割响应量。负荷响应率为实际响应负荷占响应出清负荷的百分比（按小时计算）。（五）费用结算需求响应补偿费用采用“日清月结”的结算模式，以电网企业电能计量装置作为结算依据，按照参与主体整体计算需求响应补偿费用。参与主体的需求响应补偿费用=响应费用+考核费用。考核费用=∑日中标响应电量×80%-实际响应电量）×出清价格）×考核系数，当考核费用计算值为负时取0。1.响应费用结算。响应费用计算以小时为单位，对参与主体实际响应负荷大于等于中标容量80%时进行补偿，补偿费用由实际有效响应电量按照出清价格乘以相应折算系数进行结算。折算系数根据负荷响应率进行确定，大于等于80%且小于90%时，折于等于100%且小于等于120%时，折算系数为1；大于120%时折算系数为1，且该小时实际有效响应负荷计为中标响应负荷的120%；对于实际响应负荷未达到中标响应负荷的80%，视为无效响应。2.考核费用结算。考核费用计算以小时为单位，对参与主体实际响应负荷低于中标容量80%的部分进行考核，考核费用由不足80%中标电量按照出清价格乘以考核系数进行计算，考核系数3.新型主体与其代理用户的结算。由电网企业依据新型主体与其代理用户的代理协议分成比例，按月进行补偿费用的分配结算与支付。补偿费用分成比例由双方在代理协议中自行协商确定，同一新型主体（含虚拟电厂、负荷聚合商等）在同一协议存续期内，与其名下不同代理用户签订代理协议时，应执行统一的分成比例，即该新型主体在各份代理协议中的分成比例数值保持不变；另外，新型主体的分成比例与其代理的所有用户分成比例之和应为100%。（六）费用分摊需求响应补偿费用按照“谁受益、谁承担”的原则，纳入系统运行费，在系统运行费用增加“需求响应费用”科目（含补偿和分摊/分享费用需求响应补偿费用由工商业用户用电量、市场化发电主体（不含分布式光伏、直流配套电源和电网侧储能）上网电量、电网侧储能下网电量共同分摊，单个主体度电分摊上限设置为0.01元/千瓦时，超过部分不再进行分摊，补偿费用同样等比例消减。单个用电主体月度分摊总费用不足0.01元时，当月不再分摊，次月滚动回收。力负荷管理系统发布响应日执行结果，包括有效响应时段、总体响应电量，以及各参与主体有效响应时段、响应电量、响应违约时段、违约考核费用等信息。公示期1天，公示期内参与主体如有异议可向电网企业反馈，逾期未反馈视为确认。2.月度结算信息发布。M月（运行月）参与主体需求响应费用在M+1月第18个工作日前，通过新型电力负荷管理系统发布，包括补偿费用、补偿折算系数、考核费用等。公示期3天，公示期内参与主体如有异议可向电网企业反馈，逾期未反馈视为确认，公示结束的在M+2月完成补偿费用发放，因计量、档案、合同、出清等数据差错、变更等原因产生的差错退补，追溯期原则上不超过12个月。六、组织保障（一）加强宣传动员各级工信部门、供电公司要积极做好电力市场化需求响应政策宣传工作，营造良好舆论环境，动员当地具备条件的电力用户基站等灵活资源聚合以虚拟电厂身份参与灵活调节，为规模化开展市场化需求响应积累经验。（二）加强技术支撑稳定运行，对参与主体进行负荷管理与电能监测，确保信息传输准确性和实时性，及时消除相关故障。虚拟电厂等新型主体要充分发挥专业支撑作用，深入电力用户开展电能服务，按照相关技术规范，推动电力能效监测相关系统建设，为电力用户参与需求响应做好技术支撑。（三）强化跟踪监督各级工信部门、供电公司要跟踪监测本地区需求响应执行情况，对需求响应负荷执行不到位的参与主体进行提醒告知。国网甘肃省电力公司（电力负荷管理中心）要加强电力需求响应全过程运行管控，积极采取有效措施防控风险，并定期向省工信厅、省发展改革委、甘肃能源监管办报告需求响应运行情况。本实施方案自印发之日起执行，由省工信厅负责解释。附件：1.电力市场化需求响应合作协议（参考文本）2.电力市场化需求响应代理协议（参考文本）电力市场化需求响应合作协议（参考文本）：）甲乙双方根据甘肃省开展电力市场化需求响应相关工作要求，在平（如若响应能力变更，以变更后系统录入数据为准）（盖章盖章）附件2电力市场化需求响应代理协议（参考文本）一、甲乙双方已知悉《甘肃省电力市场化需求响应实施方案（20266.协议有效期内甲方只能由乙方代理参与甘肃省电力市场化需求响），）；3.加强数据安全管理，使用满足要求的密码产品，确保数据源头加4.在满足甲方安全生产与环保政策的总体要求前提下，代理甲方自