蒙东电网电力市场化需求侧响应实施细则征意见！

北极星售电网获悉，9月23日内蒙古能源局发布关于征求《内蒙古自治区蒙东电网电力市场化需求侧响应实施细则》意见建议的公告，公告显示，根据实际响应量与申报响应量的比值，给予不同的补偿强度。

参与主体在响应时段同时满足以下三个条件则认定为有效响应：一是最大负荷小于基线最大负荷，二是平均负荷小于基线平均负荷，且实际负荷响应率不小于80%，三是响应时长为全时段响应。

当实际负荷响应率低于80%时，响应无效；

当实际负荷响应率在80%（含）-120%（含）之间时，按有效响应电力进行补偿；

当实际负荷响应率在120%（不含）以上时，120%以内部分按有效响应电力进行补偿，120%-150%部分按有效响应电力乘以0.8倍进行补贴。超出150%部分不予补贴。

注：实际负荷响应率=参与主体实际平均响应负荷/申报响应容量*100%；用户实际平均响应负荷：用户响应时段内平均负荷与基线平均负荷差值的绝对值。

详情如下：

关于征求《内蒙古自治区蒙东电网电力市场化需求侧响应实施细则》意见建议的公告

为优化电力资源配置，深化电力负荷管理，保障电力安全稳定供应，满足经济社会用电需求，依据《电力需求侧管理办法》（发改运行规〔2017〕1690号）等有关要求，自治区能源局起草了《内蒙古自治区蒙东电网电力市场化需求侧响应实施细则（征求意见稿）》。

从即日起向社会广泛征求意见。请于2022年10月8日前将修改意见或建议通过电子邮件或传真方式反馈内蒙古自治区能源局。

联系人：齐云

联系电话：0471-5222030，0471-6659119（传真）

电子邮箱：nmgnyjdlc@126.com

附件：《内蒙古自治区蒙东电网电力市场化需求侧响应实施细则》

内蒙古自治区能源局

2022年9月23日

附件

内蒙古自治区蒙东电网电力市场化需求侧响应实施细则

第一章 总 则

第一条 为优化电力资源配置，深化电力负荷管理，保障电力安全稳定供应，满足经济社会发展用电需求，依据《电力需求侧管理办法（修订版）》（发改运行规〔2017〕1690号）等有关要求，制定本实施细则。

第二条 按照公平、公正、自愿原则，符合条件的市场用户均可以加入需求侧响应资源库。

第三条 需求侧响应方式为日前、日内削峰响应，针对需求侧响应资源库内参与主体开展，应对蒙东电网电力供应不足及主要断面过载风险。

第四条 按照“需求响应优先、有序用电保底”原则，实现需求侧响应资源的优化配置。

第二章需求侧响应资源库用户条件

第五条 需求侧响应参与主体包括电力大用户、负荷聚合商及虚拟电厂，应具备以下条件：

（一）具有独立法人资格、独立财务核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体；

（二）电力大用户应为参与内蒙古东部电力交易批发市场直接交易电力用户，通过调节自有负荷进行需求侧响应，单次响应持续时间不低于1小时，同时具备独立采控计量条件；

（三）负荷聚合商总调节能力不低于2000kW，单日累计持续响应时间不低于1小时，所代理电力用户具备独立采控计量条件；

（四）虚拟电厂要求总调节能力不低于2000kW,单日累计持续响应时间不低于1小时；

（五）虚拟电厂应具备和需求侧响应平台进行数据交互的技术支持系统，并满足系统接入的基本要求，功能包括负荷在线监测、负荷优化调控、分布式能源协同控制、合同管理、执行结果管理、系统管理等。

（六）零售电力用户应以售电公司作为负荷聚合商或虚拟电厂主体参与需求侧响应，售电公司与所代理零售电力用户之间需求响应补贴方式应在其代理合同中明确。

第六条 参与主体应履行以下职责：

（一）签订和履行需求侧响应协议；

（二）管控和运营响应资源，确保安全可靠；

（三）按规定披露和提供需求侧响应信息；

（四）服从电力需求侧响应管理规定。

第七条 电网企业作为需求侧响应的具体实施部门，履行以下职责：

（一）国网内蒙古东部电力有限公司成立省、市两级负荷管理中心，建设运营省级智慧能源服务平台和新型电力负荷管理系统，负责蒙东四盟市需求响应可调节负荷资源池、有序用电可中断负荷资源池建设，构建全业务、全区域、全时间尺度的电力负荷管理模式。

（二）与参与主体签订需求侧响应协议，接入响应资源库；

（三）组织开展需求侧响应交易；

（四）开展信息披露、安全校核及运行监视控制；

（五）建设运维相关技术支持系统。

第三章注册及管理

第八条 电力大用户、负荷聚合商、虚拟电厂在电网企业注册进入需求侧响应资源库。

第九条 电力大用户注册信息包括：用电户号、用电户名、计量点号、结算户名、电压等级、用电性质、最大调节容量、资源类型、资源所属地区等。

负荷聚合商及虚拟电厂注册信息包括：注册申请表、信用承诺书、企业基本情况说明、公司章程、法定代表人或负责人身份证件及身份证明、营业执照、企业经营场所的房产证件或租赁协议、资产证明、企业及从业人员资质情况及证明、在该地区内零售市场代理关系、响应单元代理关系或资产从属关系、响应单元的实际控制关系信息、需求侧响应代理合同等。

第十条 参与主体注册与变更。

（一）电网企业在需求侧管理平台组织开展首次集中注册。

（二）首次集中注册后，符合条件的用户每月15日前均可向电网企业提交注册申请，经审核后次月生效。

（三）注册信息发生变化时，参与主体每月15日前向电网企业申请注册信息变更，重大变更信息经审核后次月生效。

第十一条 需求侧响应评价。

（一）电网企业定期对参与主体响应能力进行评价，并通过需求侧响应平台以公开信息披露；

（二）评价指标包括响应资源参与率、交易活跃度、执行率、最大响应量等。

第四章日前需求侧响应执行

第十二条 启动条件。

（一）预计运行日存在电力供应不足风险；

（二）预计运行日主要断面存在过载风险；

（三）其它系统安全需要。

第十三条 发布邀约。

（一）发布时间。邀约日（D-1日）12:00 前，需求侧响应平台向资源库内参与主体发布运行日（D日）日前响应邀约信息；

（二）发布内容。根据运行日电力缺口预测值确定需求容量、需求时段（以1小时作为起止时间）、需求地区（按行政区划）等。

第十四条 响应申报。

（一）申报时间。邀约日15:00前，电网企业组织资源库内参与主体以响应单元为单位提交申报信息；

（二）申报内容。参与主体在每个连续需求时段仅提交一份申报信息。申报信息包括：

1.响应容量。响应单元对应响应资源的可响应容量之和，单位为kW。

2.响应时长。响应单元最大/最小可连续响应的时长，单位为h。

3.申报单价。响应单元对应响应资源的可响应容量申报补贴单价，单位为元/kWh，交易限价0-1元/kWh，后期根据情况调整。

第十五条 响应确定。

（一）响应确定时间。邀约日17:00前确定响应结果；

（二）响应确定模式。按照“价格优先、容量优先、时间优先”原则，先按申报价格由低到高排序；报价相同时，再按容量由大到小排序；容量相同时，再按申报时间次序依次中标。

（三）响应确定价格。采用边际出清定价模式，出清价格为市场中最后一家市场主体的申报价格。

第十六条 结果发布。邀约日17:30前，电网企业向参与主体发布日前响应结果。公有信息包括各时段总响应容量、响应时段等；私有信息包括各主体的响应容量和响应时段等。

第十七条 响应取消或调减。若因天气原因、新能源预测等供需边界改变，预计运行日电力供应满足需求、缺口风险可控，电网企业在需求侧响应前4小时取消或调减日前响应结果，向参与主体发布通知。

第五章 日内需求侧响应执行

第十八条 启动条件。

（一）预计日前需求侧响应不足；

（二）其它系统安全需要。

第十九条 发布邀约。

（一）发布时间。运行日（D日）出现电力缺口时间的前3小时，需求侧响应平台向资源库内参与主体发布运行日日内响应邀约信息；

（二）发布内容。根据运行日电力缺口预测值、日前需求侧响应总容量确定日内需求容量、需求时段（以1小时作为起止时间）、需求地区（按行政区划）等。

第二十条 响应申报。

（一）申报时间。邀约发布1小时内，电网企业组织资源库内参与主体以响应单元为单位提交申报信息；

（二）申报内容。参与主体在每个连续需求时段仅提交一份申报信息。申报信息包括：

1.响应容量。响应单元对应响应资源的可响应容量之和，单位为kW。

2.响应时长。响应单元最大/最小可连续响应的时长，单位为h。

3.申报单价。响应单元对应响应资源的可响应容量申报补贴单价，单位为元/kWh，交易限价0-1元/kWh，后期根据情况调整。

第二十一条 响应确定。

（一）响应确定时间。申报完成0.5小时内，确定响应结果；

（二）响应确定模式。按照“价格优先、容量优先、时间优先”原则，先按申报价格由低到高排序；报价相同时，再按容量由大到小排序；容量相同时，再按申报时间次序依次中标。

（三）响应确定价格。采用边际出清定价模式，出清价格为市场中最后一家市场主体的申报价格。

第二十二条 结果发布。电网企业向参与主体发布日内响应结果。公有信息包括各时段总响应容量、响应时段等；私有信息包括各主体的响应容量和响应时段等。

第六章 响应效果评估

第二十三条 根据实际响应量与申报响应量的比值，给予不同的补偿强度。

参与主体在响应时段同时满足以下三个条件则认定为有效响应：一是最大负荷小于基线最大负荷，二是平均负荷小于基线平均负荷，且实际负荷响应率不小于80%，三是响应时长为全时段响应。

当实际负荷响应率低于80%时，响应无效；

当实际负荷响应率在80%（含）-120%（含）之间时，按有效响应电力进行补偿；

当实际负荷响应率在120%（不含）以上时，120%以内部分按有效响应电力进行补偿，120%-150%部分按有效响应电力乘以0.8倍进行补贴。超出150%部分不予补贴。

注：实际负荷响应率=参与主体实际平均响应负荷/申报响应容量*100%；用户实际平均响应负荷：用户响应时段内平均负荷与基线平均负荷差值的绝对值。

第二十四条 电网企业按年度汇总响应结果，参与主体确认。如电能表计终端采集数据有误，参与主体需要提供相关证明材料，并加盖公司公章，由内蒙古自治区能源局协同电网企业进行核定，若认定相关材料真实合理，则采纳并进行公示。

第七章 组织保障

第二十五条 需求侧响应补贴资金采用冲抵内蒙古东部电力市场差额资金方式解决。

（一）参与主体需求侧响应补贴资金用于冲抵该主体当年累计差额资金。

（二）参与主体当年累计差额资金不足时，未冲抵部分清零处理。

（三）其余用电侧差额资金按照《内蒙古东部地区电力中长期交易规则》执行。如遇不可抗力，影响补贴资金发放时，按相关文件执行。

第二十七条 参与主体因参与需求侧响应产生的中长期交易偏差电量考核部分予以免除。

第二十八条 自治区能源局会同自治区工业和信息化厅，组织需求侧响应工作，电网企业负责具体实施。

第二十九条 电网公司按月开展需求侧响应效果评估，以负荷基线与实际响应时段负荷曲线差值计算有效响应容量和电量。同一响应资源不得重复参与需求侧响应，对于不正当谋取利益的将进行约谈、暂停资格并回收其收益，即取消其冲抵差额资金收益，并在后续月度补缴。

第八章 附则

第三十条 本细则由内蒙古自治区能源局、工业和信息化厅负责解释。

第三十一条 本细则自印发之日起实施。

附件：1．名词解释

2．基线负荷计算规则

附件1

名词解释

一、电力需求侧响应。指电力大用户、负荷聚合商、虚拟电厂等用户侧调节资源针对市场价格或激励机制做出响应，并主动改变常规电力消费模式的市场行为。

二、需求侧响应资源（以下简称“响应资源”）。指具备负荷调节能力的用户侧资源，包括高载能工业负荷、工商业可调节负荷、用户侧储能、电动汽车充电网络、产业园区、数据中心、5G基站等。

三、需求侧响应主体。参与需求侧响应的主体包括电力大用户、负荷聚合商和虚拟电厂。

四、电力大用户。参与内蒙古东部电力交易批发市场直接交易电力用户，通过调节自有负荷进行需求侧响应。

五、负荷聚合商。现阶段参与需求侧响应的负荷聚合商为具有蒙东电力市场化交易资格的售电公司，可代理电力大用户、中小用户参与需求侧响应。

六、虚拟电厂。指具有负荷聚合、管理能力，能够将不同空间的快速可调节负荷、储能、电动汽车、源网荷储、分布式电源等一种或多种资源聚合起来，按照市场出清结果实现自主协调优化控制的智慧能源虚拟实体。现阶段，参与需求侧响应的虚拟电厂为具有蒙东电力市场化交易资格的售电公司。

七、响应单元。响应单元为需求侧响应申报、出清、执行、监视的最小单位，目前为用户户号。

八、基线负荷。指未实施需求侧响应和有序用电时电力用户的平均用电负荷，是判定需求侧响应执行效果的依据。

附件2

基线负荷计算规则

用户计量装置具备约定时刻冻结电能量数据和96点基线负荷曲线，满足用电信息采集系统数据采集完整性要求，如出现采集数据缺失则按前一个同类型日的采集数据进行拟合。

工作日基线：选取邀约日的前5个正常工作日组成基线参考日集合。计算每一参考日在需求响应时段的平均负荷Pavi，以及5个参考日在需求响应时段的平均负荷Pav。若任一个Pavi<0.75*Pav，则将该日从参考日集合剔除，同时，向前依次递推一个正常工作日，直到选满符合要求的5个参考日。原则上向前递推不超过45天，若不能选满5天，则选择4天作为参考日；若仍不满足，则将最近的节假日或响应日也视作工作日进行计算。参考日选定后，在参考日集合中剔除响应时段平均负荷值最低的参考日，并将剩余参考日的负荷平均后得到基线负荷。

非工作日（国家法定节假日除外）基线：响应日为周六时选取邀约日的前3个周六作为基线计算参考日，基线计算方法与工作日相同。响应日为周日时同响应日为周六算法。

国家法定节假日基线：以上一年同一节假日且非响应日对应时段的算术平均负荷为响应基线，若均开展需求响应，再向前递推一年。