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明确尖峰电价收支平衡原则,尖峰电价增收的资金用于需求响应可中断电价和可再生能源消纳补贴的支出,按照公平、公开、透明原则安排使用。当年尖峰电价增收资金大于需求响应补贴需支出总额时,按照电价标准予以补贴,尖峰电价资金可跨年滚动使用;当年尖峰电价增收资金小于需求响应补贴需支出总额时,按照尖峰电价增收与补贴发放收支平衡原则,对补贴发放按比例折算。
原文如下:
关于公开征求《江苏省电力需求响应实施细则》(修订征求意见稿)
意见建议的公告
为有效缓解电力供需矛盾,保障社会经济平稳运行,促进资源优化配置,加强全省电力需求响应能力建设,省发改委会同相关部门结合近年来需求响应工作实际,对《江苏省电力需求响应实施细则》(苏经信电力〔2018〕477号)相关内容进行了修订完善。现就上述文件修订征求意见稿(详见附件)向社会公开征求意见建议,请于2022年11月24日前通过邮箱反馈意见建议(邮箱:793194418@qq.com)。
联系人:省发展改革委经济运行调节局崔馨元,电话:025—83390505。
附件:江苏省电力需求 响应实施细则(修订征求意见稿).docx
实施细则起草说明.docx
江苏省发展和改革委员会
2022年10月24日
江苏省电力需求响应实施细则
(修订征求意见稿)
为进一步深化电力需求侧管理,优化资源配置,促进清洁能源消纳,保障电力系统安全、平稳、绿色、高效运行,推动能源高质量发展,根据国家《关于深入推进供给侧结构性改革做好新形势下电力需求侧管理工作的通知》(发改运行规〔2017〕1690号)、《电力需求侧管理办法(修定版)》、《有序用电管理办法》和《国家发改委关于江苏省实施季节性尖峰电价有关问题的复函》(发改价格〔2015〕1028号)《关于认真做好2022年迎峰度冬电力供应保障工作的通知》等文件,结合我省近年来开展电力需求响应工作实际和市场化改革情况,制订本实施细则。
一、实施需求响应的意义
需求响应是指电力市场价格明显升高(降低)或系统安全可靠性存在风险时,电力用户根据价格信号或激励措施,改变其用电行为,减少(增加)用电,从而促进电力供需平衡、保障电网稳定运行。
近年来,受电力需求刚性增长和近年来省内大型支撑性电源投产不足影响,全省电力供需总体趋紧。叠加冬季极端寒潮天气、夏季持续高温等因素影响,电力保供压力不断增大。主要呈现以下特点:一是电力供需总体处于“紧平衡、硬缺口”态势。近两年迎峰度夏(冬)用电高峰时期,我省电力供需总体处于“紧平衡、硬缺口”态势,局部短时段“缺电力”的现象频发,对保障大电网安全稳定运行,提升快速应急响应能力提出了更高要求。二是尖峰负荷供需矛盾突出。江苏电网近5年最高负荷95%以上尖峰负荷平均持续时间仅有35.6小时左右,为解决不足50小时的电网尖峰负荷缺口配置发供电资源既不经济也不科学,尖峰负荷供需矛盾凸显。三是新能源出力具有较强的波动性和间歇性。目前省内风电、光伏等新能源发电比例显著提高,总装机容量达到4370万千瓦。其出力与天气变化耦合紧密,风电出力最大时可达1924万千瓦,最小时仅有4.5万千瓦;光伏出力白天最大时可达1376万千瓦(全口径),晚间为0,大大增加电力平衡难度。四是空调、采暖等负荷逐年增长,加剧电网季节性峰谷差。近几年,第三产业及居民采暖、制冷负荷飞速增长,2022年夏季持续高温天气下,全省最高空调负荷约6000万千瓦,达到最高调度负荷49%,在全额保障大民生用电的原则下,电网调峰困难问题更加突出。
尽管通过传统的行政管理手段能够有效控制用电负荷,达到保障供用电秩序稳定的目的,但在一定程度上将对工业生产造成一定的影响,组织协调实施难度不断加大,同时也难以适应当前稳中求进的经济社会发展工作大局。因此,通过实施需求响应,运用经济杠杆,引导电力用户提高电能精细化管理水平,主动开展需求响应削峰填谷,最大限度的减小缺电对企业生产经营活动的影响,对切实做到保电力安全与保经济增长统筹兼顾,优化资源配置,提高全系统能源效率具有十分重要的意义。
二、实施原则与目标
(一)实施原则
需求响应工作坚持“安全可靠、公正平等、开放透明”的原则。安全可靠是需求响应量建设和响应执行的基础,既要保障电网运行稳定可靠,也要保障企业生产安全运行;公正平等原则是保障需求响应工作有效开展的前提,在实施过程中严格按照相关法律政策和约定规则公正执行,对所有参与用户公平公正;开放透明原则是保障需求响应工作持续推进的关键,参与规则简单清晰,面向社会公开,鼓励广大用户自愿参与。
(二)工作目标
一是建立完善需求响应体系。体系包括市场模式、响应规则、技术架构、数据管理等,实现用电与电网之间互联互通互动,促进电力资源优化配置,推动负荷管理科学化、用电服务个性化。
二是缓解电力供需矛盾。将市场化的需求响应作为需求侧负荷管理的前置手段和柔性措施,优先通过开展需求响应缓解供需矛盾,尽可能保障企业生产经营活动的正常开展,维护供用电秩序的稳定。
三是削减尖峰负荷。形成最大用电负荷5%以上的需求响应能力,当电网备用容量不足、局部过载或是峰谷差过大时,通过引导用户开展需求响应实现移峰填谷,减小峰谷差,提高电网负荷率和运行效率。
四是引导用户实施精细化负荷管理。大力推进企业电能管理系统建设,实现对参与响应的用电线路和设备在线监测,结合监测数据和能效分析,开展用户电力负荷优化,提高电能管理水平。
五是促进可再生能源消纳。建立可再生能源消纳激励机制,鼓励引导用户以填谷为目的主动提升负荷,更低成本、更环保地提高电力系统灵活性,适应可再生能源的波动性,充分保障可再生能源的正常消纳。
三、实施内容
(一)申请条件
申请参与需求响应的电力用户应满足以下条件:
1.具有独立省内电力营销户号;
2.非居民用户应具备完善的负荷管理设施及用户侧开关设备,且运行状态良好。
3.已实现电能在线监测,并接入江苏省电力需求侧管理平台和新型电力负荷管理系统。
4.鼓励居民用户通过负荷集成商申请参与需求响应,具备智能家居控制系统或空调(家庭制冷/取暖设备)远程控制系统的居民用户,可通过需求响应平台申请参与需求响应。
5.工业企业需符合国家相关产业政策和环保政策,具有较高的能源管理和利用水平。
6.负荷集成商作为单个用户申请参与需求响应,其集成的电力用户需满足上述条件。
7.拥有储能、充电桩设施、数据中心、基站等其他具备可中断负荷的用户和运营商可以独立户号参与需求响应。
8.鼓励智能家居企业等成为负荷集成商,参与需求响应。
(二)响应方式
需求响应分为约定需求响应和实时需求响应两种方式。
1.约定需求响应
在响应日或响应时段前,电力用户(负荷集成商)将收到省电力负荷管理中心通过新型电力负荷管理系统、手机APP、电话等多种方式发出的响应执行通知,告知响应时间段及响应量。电力用户(负荷集成商)在确定参与响应后,可协商确定计划响应量,并在响应时段自行调整用电负荷完成响应过程。
参与约定需求响应的用电设备须实现用电信息在线监测(数据采集周期为15分钟,包括用电信息采集系统、调度系统、调度一体化电量系统),并接入省电力需求侧管理平台。
2.实时需求响应
参与实时需求响应的设备应具备可立即中断或快速中断的负荷特性,响应方式以自动需求响应为主。省电力负荷管理中心通过江苏省电力需求侧管理平台或新型电力负荷管理系统以完全自动化(或半自动化)方式内与电力用户(负荷集成商)电能管理系统(生产管理系统、自动化系统、控制系统)、智能家居管理系统等完成指令发送、响应量确认和负荷下降全过程,响应速度应至少达到分钟级。
参与实时需求响应的用电设备应具备以下能力:
(1)在线监测:数据采集周期为30秒(包括用电信息采集系统、调度系统、调度一体化电量系统),上报江苏省电力需求侧管理平台。
(2)远程控制:可接收江苏省电力需求侧管理平台发出的负荷调控指令并及时执行。
(3)响应状态设置:出于安全性或经济性考虑,电力用户(负荷集成商)有权根据实际情况改变特定线路或设备的响应状态(参与或不参与响应),并通过系统接口实时告知江苏省电力需求侧管理平台。
(4)对用电线路或设备的负荷调控,可通过加装专用的远程控制终端或与电能管理系统(生产管理系统、自动化系统、控制系统)、智能家居管理系统等实现对接。实时需求响应过程必须确保安全,须充分考虑生产工艺、流程实际情况,结合用电设备运行特征,在要求响应时段内实现用电负荷科学有序调控。
(5)通信报文加密:监测数据上报及控制指令下发报文均按系统要求进行加密。(居民家庭用电参与实时需求响应暂不做此要求)。
出于用电安全考虑,省电力负荷管理中心在响应结束后只发出响应解除通知,不发送自动复电指令,各电力用户(负荷集成商)在收到响应解除通知后自行复电。
(三)响应原则
1.各地每年完成协议签订的需求响应可中断负荷容量应达到当年预计响应目标的150%,作为需求响应能力储备。
2.单个工业用户约定响应量一般为该企业最高用电负荷的5%-20%;如遇极端天气、设备突发故障、新能源出力大幅波动等不可抗力情况下,原则上在不影响企业用电安全前提下,约定响应量不受限制。
3.负荷集成商视为单个用户参与需求响应,每个负荷集成商约定的响应量原则上不小于1万千瓦。
4.约定和实时需求响应原则上1天不多于2次、每次不超过2小时。如遇极端天气、设备突发故障、新能源出力大幅波动等不可抗力情况下,按照调度指令执行。
5.居民用户原则上由负荷集成商代理参与实时需求响应。
6.若用户委托负荷集成商参与需求响应,应与负荷集成商签订需求响应可中断负荷业务委托协议,确定参与的设备以及负荷量,明确安全责任,并将协议上传至需求响应平台。
(四)响应启动条件
1.削峰需求响应启动条件
(1)全省或部分供电分区呈现电力供需平衡缺口时(但不包含发生全网或局部电网紧急事故状态下的电力缺口情况);
(2)全网用电负荷达到上一年度最高负荷的95%以上,或系统峰谷差率达到20%及以上;
(3)电网备用容量不足或局部负荷过载;
2.填谷需求响应启动条件
当用电负荷水平较低,电网调差能力不能适应峰谷差及可再生能源波动性、间歇性影响,难以保证电网安全稳定运行时,可启动填谷需求响应。
(五)响应实施
1、响应邀约
按照“一次申报、阶段邀约、随时调用”原则,电力用户(负荷集成商)每年年初根据自身实际自愿申报参与需求响应,省负荷管理中心分别在迎峰度夏和度冬前对申报成功的用户进行阶段性响应邀约(邀约时段一般为迎峰度夏和度冬相对应的时间节点),用户可再次确认参与响应的容量和时段,用户应邀后省电力负荷管理中心可根据电力供需形势随时调用需求响应资源。
2、响应启动
电力公司根据电力平衡缺口情况向省发改委提出需求响应启动申请,经同意后,省电力负荷管理中心向新型电力负荷管理系统发布各地需求响应调控指标信息,系统自动确定响应范围后通过新型电力负荷管理系统、手机APP、智能语音、电话等方式向用户(负荷集成商)发布响应执行通知,告知其负荷基线、响应量、响应时段。
当满足以下条件时,各设区市有权限自行启动需求响应执行,但事后必须向省发改委、省电力公司报备:地区或电网分区呈现供电缺口,且在当年省级调度或地区调度电网年度运行方式中已备案。
地市供电公司提出的需求响应启动请求经市发改委确认后,由地市发改委、供电公司根据实际需要确定负荷削减响应量,并向范围内的所有签约用户和负荷集成商发出响应通知。为统筹平衡全省需求响应资金使用,设区市自主发起的需求响应原则上全年不超过5次,否则需报省发改委、省电力公司同意后再实施。
3.响应量确认
收到需求响应通知的电力用户和负荷集成商应及时反馈是否参与响应及响应量,未反馈视为放弃参与。市电力负荷管理中心根据反馈信息统计汇总响应量,并决定是否扩大响应范围;响应量确认后,市电力负荷管理中心及时将信息反馈上报至省电力负荷管理中心。
4.响应执行
约定需求响应由电力用户和负荷集成商按照约定时间和容量执行已提前制定的需求响应方案。
实时需求响应电力用户(负荷集成商)的电能管理系统(生产管理系统、自动化系统、控制系统)或控制终端在接收到需求响应平台发出的响应指令后的1分钟内开始执行,在响应时段内完成响应负荷的调控。
约定响应结束时间为到达约定响应时刻,实时响应结束时间为下发允许恢复指令时刻。对于未按约定履行到位,且对电网安全产生严重影响的企业,纳入诚信评价体系,经向省发改委报备后可随时转为有序有电方式执行。
(六)效果评估
1.基线计算方法
约定需求响应选择电力用户在执行日前5个正常用电工作日所对应响应时段的负荷曲线(采集周期为15分钟)作为基线;实时需求响应选择电力用户在需求响应执行前2小时的负荷曲线(采集周期为30秒)作为基线。
负荷集成商的基线,以其集成的全体用户的基线合计得出。基线中出现的最大负荷称为基线最大负荷,根据基线计算出的平均负荷称为基线平均负荷。
其中以提升用电负荷为目标的填谷需求响应,基线一般选取相似日相应低谷时段负荷曲线(采集周期为15分钟)作为基线,具体将在响应邀约中予以明确;
2.评估标准
(1)通过新型电力负荷管理系统实时监测、自动记录并判断需求响应实施效果。省电力公司用电信息采集系统、调度系统、调度一体化电量系统等为核定用户关口负荷响应量和响应时间提供数据支撑。
(2)通过需求响应削减用电负荷时,电力用户(负荷集成商)在需求响应过程中如同时满足①响应时段最大负荷低于基线最大负荷;②响应时段平均负荷低于基线平均负荷,其差值大于等于响应量确认值的60%,则视为有效响应,否则视为无效响应。
(七)需求响应可中断负荷电价
1.对通过需求响应临时性减少(错避峰)的负荷按照其响应调控时间和响应速度执行可中断负荷电价。需求响应可中断负荷电价为调控时长对应电价标准乘以响应速度系数。
2.对通过需求响应临时性增加(填谷)负荷,促进可再生能源电力消纳,执行可再生能源消纳补贴。约定响应谷时段可再生能源消纳补贴为5元/千瓦,平时段补贴为8元/千瓦。
3.当地区电网需求小于申报容量时采用竞价模式,竞价上限不高于需求响应可中断负荷电价和可再生能源消纳补贴电价标准,优先选择申报价格低、响应容量大的用户(负荷集成商)参与响应。
4.尖峰电价增收的资金用于需求响应可中断电价和可再生能源消纳补贴的支出,按照公平、公开、透明原则安排使用。当年尖峰电价增收资金大于需求响应补贴需支出总额时,按照电价标准予以补贴,尖峰电价资金可跨年滚动使用;当年尖峰电价增收资金小于需求响应补贴需支出总额时,按照尖峰电价增收与补贴发放收支平衡原则,对补贴发放按比例折算。
5.负荷集成商视为单个用户参与响应,负荷集成商与电力用户的补贴分享比例由双方市场化协商确定。
6.负荷集成商和电力用户参与需求响应所得激励资金应优先用于电能在线监测系统建设,实现响应点的数据实时采集,并接入国家(省)电力需求侧管理在线监测平台。鼓励电能在线监测系统与工业自动化系统集成对接,促进实时自动需求响应能力建设。
(八)实施系统架构
需求响应的启动、沟通、执行和效果评估等各环节均需要数据和技术平台的支撑,整个响应过程涉及国家(省)电力需求侧管理平台、新型电力负荷管理系统、需求响应平台、负荷集成商电能管理系统以及电力用户电能管理系统(或需求响应系统等)等,其实施系统基本架构如下图:
其中,新型电力负荷管理系统提供用户关口负荷数据的监测,是统计约定响应实际效果的重要依据;国家(省)电力需求侧管理在线监测平台对响应点的实时负荷数据进行监测,是判定实时响应是否有效执行的重要依据。省电力负荷管理中心借助新型电力负荷管理系统,与电力用户(负荷集成商)实时双向互动,实现需求响应过程的组织协调。
四、有关工作流程
(一)组织申报
省发改委会同省电力公司根据电力供需形势编制年度需求响应方案,各设区市发改委、供电公司按照年度方案积极组织电力用户及负荷集成商申报需求响应。
1.自愿参与:原则上每年3月至5月期间,符合申报条件的电力用户(负荷集成商),可通过省电力需求侧管理平台中的需求响应平台进行网上申请,填写需求响应申请单并上传相关资料。电力负荷管理中心可根据电力供需情况在其他时段组织电力用户动态补报。
2、审核评估:各设区市发改委会同供电公司对申报用户进行资格审核和需求响应能力评估确认,负荷集成商由省发展改革委会同省电力公司审核。用户(负荷集成商)必须通过省负荷管理中心对负荷管理装置、能源管理系统以及参与响应设备运行状况的检查。
3.签订协议:省电力需求侧管理平台对通过审核的用户(负荷集成商)予以公示,公示结束后,需求响应平台自动生成用户(负荷集成商)、省(市)发改委、省(市)电力(供电)公司需求响应三方协议,具备三方电子签章,不需线下签订。
若用户委托负荷集成商参与需求响应,应与负荷集成商签订需求响应可中断负荷业务委托协议,确定参与的设备以及负荷量,明确安全责任,并将协议上传至需求响应平台。
(二)响应效果确认
1、核定:需求响应执行的次月,各市发改委、供电公司和负荷集成商根据效果评估标准,结合用户执行实际以及系统监测数据分别对独立用户和集成商子用户实际需求响应负荷容量进行效果核定和统计汇总,并盖章上报省发展改革委、省供电公司。负荷集成商集成响应效果核定由省发展改革委会同省电力公司负责。
2、公示:省电力负荷管理中心将经核定后的用户响应负荷容量予以公示,公示期7个工作日。并通过省电力需求侧管理平台、手机APP、电话等多种方式告知用户(负荷集成商),用户(负荷集成商)对响应评估情况如有疑议可提出申诉,省电力负荷管理中心将对响应结果进行复核,如确有错误,应予以修正并告知相关地市或负荷集成商。
3、归档:省电力负荷管理中心将公示完毕后的用户数据报送省电力公司和省发改委,并将最终结果归档。
(三)激励资金核发
1.测算
需求响应执行次月,省发改委会同省电力公司根据需求响应执行情况和尖峰电价资金增收情况按照当年收支平衡原则确定需求响应激励资金兑付总体方案。省电力公司根据总体方案完成对每个用户和负荷集成商激励资金的测算,并于7个工作日内报送省发改委。
2.结算
省发改委对省电力公司上报的用户(负荷集成商)激励资金金额进行审核确认后,省电力公司于10个工作日内完成相关资金结算和兑现。
3.资金管理
省电力公司、省电力负荷管理中心完成年度资金结算后,应将实施尖峰电价年度增收费用、实施需求响应可中断电价和可再生能源消纳补贴支出费用以及年度总体收支情况报送省发改委。省发改委适时对资金管理情况进行监督检查。
五、保障措施
(一)职责分工
需求响应组织实施工作由省发改委、省电力公司、省(市)电力负荷管理中心、各设区市发改委和供电公司、电力用户和负荷集成商等协同完成。
1.省发改委牵头研究完善需求响应实施细则。省电力负荷管理中心指导各设区市电力负荷管理中心在年度需求侧保供方案中同步完成需求响应方案编制。
2.省发改委、省电力公司负责需求响应整体组织协调,指导设区市发改委和供电公司做好参与需求响应用户的筛选、审核和协议签订工作;对需求响应组织实施不力的各设区市发改委和供电公司,将采取相应的惩罚措施,纳入本单位绩效考核。
3.省(市)电力负荷管理中心负责需求响应具体执行和实施效果评估;
4.用户(负荷集成商)负责制定自身需求响应预案,履约实施响应,对执行不力的用户,各设区市发改委可将其转为有序用电用户,供电公司负责提供技术保障。
(二)系统运行保障
1.省电力公司负责需求响应签约用户(包括负荷集成商聚合的用户)负荷管理装置的运维工作,指导市供电公司确保数据监测的准确性和实时性,及时消除数据异常或通讯不畅等故障。
2.需求响应签约用户应保证其负荷管理装置、电能管理系统正常运行,将用电设备监测数据实时传送至省电力需求侧管理平台和新型电力负荷管理系统。
3.负荷集成商应保证其所属用户的负荷管理装置、电能管理系统正常运行,将用电设备监测数据实时传送至省电力需求侧管理平台和新型电力负荷管理系统。
4.省电力负荷管理中心应保障省电力需求侧管理平台和新型电力负荷管理系统稳定运行,确保与用户(负荷集成商)之间的信息传输正确无误。
(三)监督检查
1.省发改委、各设区市发改委负责对省电力公司、各市供电公司、电力负荷管理中心及负荷集成商在需求响应实施过程中相关工作及成效的监督检查。
2.省电力公司负责组织各市供电公司对参与需求响应用户(包括负荷集成商聚合的用户)的负荷管理装置运行状态的监督检查。
3.电力负荷管理中心负责对参与需求响应用户(包括负荷集成商聚合的用户)的响应点设备和负荷监测装置运行状态的监督检查。
4.省发改委负责对专项资金收支情况的监督检查。
(四)评价机制
省(市)电力负荷管理中心负责对用户(负荷集成商)需求响应执行全过程进行效果评价,省发改委、省电力公司分别将各市发展改革委、供电公司需求响应组织实施成效纳入本单位绩效考核指标体系。
各设区市发改委完善对属地独立用户需求响应效果评价机制和奖惩措施,鼓励在省级需求响应可中断电价的基础上进一步出台激励措施和将用户(负荷集成商)需求响应履约执行情况纳入企业征信。
《江苏省电力需求响应实施细则》
(修订征求意见稿)起草说明
为有效缓解电力供需矛盾,保障社会经济平稳运行,促进资源优化配置,加强全省电力需求响应能力建设,省发改委会同相关部门结合近年来需求响应工作实际,对《江苏省电力需求响应实施细则》(苏经信电力〔2018〕477号)相关内容进行了修订完善,现将有关情况说明如下。
一、修订背景和依据
为进一步深化电力需求侧管理,优化资源配置,促进清洁能源消纳,保障电力系统安全、平稳、绿色、高效运行,推动能源高质量发展,根据国家《关于深入推进供给侧结构性改革做好新形势下电力需求侧管理工作的通知》(发改运行规〔2017〕1690号)、《电力需求侧管理办法(修定版)》、《有序用电管理办法》和《国家发改委关于江苏省实施季节性尖峰电价有关问题的复函》(发改价格〔2015〕1028号)《关于认真做好2022年迎峰度冬电力供应保障工作的通知》等文件,结合我省近年来开展电力需求响应工作实际和市场化改革情况,修订本实施细则。
近年来,受电力需求刚性增长和近年来省内大型支撑性电源投产不足影响,全省电力供需总体趋紧。叠加冬季极端寒潮天气、夏季持续高温等因素影响,电力保供压力不断增大。尽管通过传统的行政管理手段能够有效控制用电负荷,达到保障供用电秩序稳定的目的,但在一定程度上将对工业生产造成一定的影响,组织协调实施难度不断加大,同时也难以适应当前稳中求进的经济社会发展工作大局。因此,通过实施需求响应,运用经济杠杆,引导电力用户提高电能精细化管理水平,主动开展需求响应削峰填谷,最大限度的减小缺电对企业生产经营活动的影响,对切实做到保电力安全与保经济增长统筹兼顾,优化资源配置,提高全系统能源效率具有十分重要的意义。
《江苏省电力需求响应实施细则》规定了需求响应的工作原则、组织方式、实施流程等,还明确了可中断电价和可再生能源消纳补贴的执行标准和需求响应补贴兑付方式等相关问题,为我省后续实施需求响应工作提供基本遵循与政策保障。
二、修订的主要内容
(一)总体表述修订
1. 因机构改革,目前需求响应相关职责已划转至发展改革系统,原文中所有的经信委、物价局统一修改为发展改革委。
2.因全省目前已上线新型电力负荷管理系统,原文中所有关于电力负荷管理系统的表述统一修改为江苏省电力需求侧管理平台和新型电力负荷管理系统。
3.当前省、市发展改革委已授权成立省、市电力负荷管理中心,原文中涉及需求响应中心的表述统一修改为省、市电力负荷管理中心。
(二)进一步扩大需求响应申报条件和范围
1、扩大居民参与需求响应的条件,鼓励引导居民用户主动参与意识,鼓励居民用户通过负荷集成商申请参与需求响应,具备智能家居控制系统或空调(家庭制冷/取暖设备)远程控制系统的居民用户,可通过需求响应平台申请参与需求响应。
2、鼓励储能、充电桩等直接运营及收益方以独立户号参与需求响应,区别于关联用户营销户号,提升参与需求响应积极性。
(三)增加发生不可抗力情况下的响应执行原则
在响应原则中明确如遇极端天气、设备突发故障、新能源出力大幅波动等不可抗力情况下,可增加工业用户约定响应执行频次及时间上限限制,鼓励有能力且有意愿参与的用户参与深度响应,以最大限度削减高峰负荷,保障电网安全和民生用电。
(四)结合近两年工作实际完善工作流程
按照“一次申报、阶段邀约、随时调用”原则,电力用户(负荷集成商)每年年初根据自身实际自愿申报参与需求响应,省负荷管理中心分别在迎峰度夏和度冬前对申报成功的用户进行阶段性响应邀约(邀约时段一般为迎峰度夏和度冬相对应的时间节点),用户可再次确认参与响应的容量和时段,用户应邀后省电力负荷管理中心可根据电力供需形势随时调用需求响应资源。
(五)在需求响应可中断电价标准中增加响应速度系数
为更好的应对因新能源出力日内波动等突发情况导致的时段性电力供需矛盾,用户可在较短时间内完成与电网互动,弥补电力平衡缺口尤为重要,近年来我省重点加强了各地用户“快上快下”负荷调节能力建设。将需求响应可中断负荷电价响应速度系数由原来的3挡细分为6挡,可以更好的激励用户进一步提升响应速度,实现“快上快下”错避峰。
(六)适当放宽响应有效性评估标准
结合近几年实践经验,实际响应量达到申报量的60%作为有效响应的界定更利于进一步激发用户参与需求响应积极性。将原文“响应时段平均负荷低于基线平均负荷,其差值大于等于响应能力确认值的80%,则视为有效响应”修改为“应时段平均负荷低于基线平均负荷,其差值大于等于响应能力确认值的 60%,则视为有效响应,否则视为无效响应。”
(七)明确尖峰电价收支平衡原则
尖峰电价增收的资金用于需求响应可中断电价和可再生能源消纳补贴的支出,按照公平、公开、透明原则安排使用。当年尖峰电价增收资金大于需求响应补贴需支出总额时,按照电价标准予以补贴,尖峰电价资金可跨年滚动使用;当年尖峰电价增收资金小于需求响应补贴需支出总额时,按照尖峰电价增收与补贴发放收支平衡原则,对补贴发放按比例折算。
(八)增加需求响应评价机制
明确对用户(负荷集成商)需求响应执行全过程进行效果评价,对需求响应执行履约不到位的用户(负荷集成商)和地市实施奖惩措施。省发改委、省电力公司分别将各市发展改革委、供电公司需求响应组织实施成效纳入本单位绩效考核指标体系。各设区市发改委完善对属地独立用户需求响应效果评价机制和奖惩措施,鼓励在省级需求响应可中断电价的基础上进一步出台激励措施和将用户(负荷集成商)需求响应履约执行情况纳入企业征信。
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北极星储能网获悉,6月30日,江苏无锡市人民政府发布《无锡市零碳园区建设三年行动方案(2025—2027年)》政策解读,提到,园区内储能容量≥日均用电量的8%,园区内电力需求响应能力≥日均用电量的8%。原文如下:《无锡市零碳园区建设三年行动方案(2025—2027年)》政策解读建设零碳园区对提升企业和
北极星售电网获悉,6月30日,江西省能源局发布关于公布2025年江西省电力需求响应参与用户名单的通知。根据《江西省能源局关于开展2025年电力需求响应报名工作的通知》(赣能运行字〔2025〕28号)要求,为深入挖掘需求侧管理潜力,有效应对可能出现的电力供应缺口,经企业自主申报、市级初审、省级复审和
2025.6.23-2025.6.27一周电力市场热点主要看点:1、两地“136号文”省级承接方案正式发布2、江西分时电价调整:午间2h深谷电价下浮70%3、涉嫌伪造原件!广东通报对4家售电公司采取风险管控措施4、2025年5月全国交易绿证2987万个5、首笔黑龙江绿电送天津交易达成......一、前沿政策1、两地“136号文”省
6月26日,宁波前湾新区经济和信息化局印发《2025年宁波前湾新区迎峰度夏电力保供方案》。其中提到,根据省电力公司预测,今夏全省全社会最高负荷约1.33亿千瓦,最大用电缺口800万千瓦,新区约占1/100,即最大缺口8-10万千瓦。方案中明确移峰填谷方案安排:1.方案安排2025年新区移峰填谷方案共安排移峰
北极星储能网获悉,6月26日消息,宁波前湾新区经济和信息化局发布《2025年宁波前湾新区电力保供专项补贴实施方案》,《方案》提到,临时性区域调峰(虚拟电厂)补贴标准,在响应下达时段内有效响应,有市场出清补贴价格的在浙江省电力交易平台成交价格基础上新区财政另外补2元/千瓦时,区域自发邀约响
北极星储能网获悉,6月13日,新疆自治区发展改革委与国网新疆电力有限公司联合印发《关于提高新能源发展韧性加快构建新型电力系统的通知》(新发改能源〔2025〕327号),其中明确提出:在调峰辅助服务补偿上限由0.7元/千瓦时下调至0.262元/千瓦时的基础上,新疆电力现货市场结算试运行期间,电力调峰市
6月26日,浙江省丽水市景宁畲族自治县发展和改革局等4部门发布关于印发《景宁畲族自治县电力负荷管控措施和绿电近零碳微电网群建设补贴实施办法》的通知,对2025年至2028年迎峰度夏(冬)期间,注册地在景宁县,企业有效参与由供电公司发起的移峰填谷、集中检修且拥有独立用电户号、满足计量采集要求的
一图读懂|四川需求侧市场化响应操作解读(日前响应交易)
近日,安徽省发展改革委、省能源局印发了《安徽省电力需求响应实施方案(2025年版)》(以下简称《实施方案》),现解读如下。一、制定背景《安徽省电力需求响应实施方案(试行)》(皖能源电调〔2022〕3号,以下简称《试行方案》)印发实施以来,全省各地深入推进电力需求响应工作,引导用户主动削峰
近日,安徽省发展改革委、安徽省能源局发布了关于印发安徽省电力需求响应实施方案(2025年版)的通知,《实施方案》主要从目标任务、参与主体、参与方式、实施流程、效果评估、响应补偿、工作要求等7个方面对我省实施电力需求响应工作进行规范。虚拟电厂、负荷聚合商视为单个用户参与需求响应,其聚合
北极星储能网获悉,7月5日消息,奇瑞固态电池研究院目前已有约50人规模,以博士为主,目前仍在市面上搜罗人才。据报道,目前为止,奇瑞固态电池研究院并没有固态电池研发的技术领军人物入驻,奇瑞仍在四处挖猎。“年底计划要扩招到接近百人。电解质、电芯、工艺、设备,基本都在招。”在技术路线上,报
近日,除云南外,各省7月代理购电价格陆续公布。据北极星储能网统计,由于进入迎峰度夏阶段,7月共有23地执行尖峰电价,5地执行深谷电价。峰谷价差较高的地区有上海1.6984元/kWh、湖南1.5209元/kWh、浙江1.3408元/kWh、广东1.2459元/kWh。江苏自2025年4月30日发布新的峰谷电价计算方式后,到7月份,电
北极星储能网获悉,7月6日,兰州新区管委会与国家电力投资集团青海青投绿动智慧能源开发有限公司签订了新能源项目战略合作协议,共同推进“新能源+储能”融合应用。根据协议,双方将围绕投资建设运营300兆瓦光伏发电和配套储能项目,在新能源领域政策、技术、资金、运营能力等方面加强优势互补、创新合
北极星储能网获悉,7月4日,容百集团仙桃基地6000吨钠电聚阴离子正极材料建设项目开工仪式在湖北仙桃隆重举行。项目总投资6000万元,依托容百集团自主研发的钠电材料创新技术体系,产品能量密度与循环寿命等关键指标已达到国际领先水平。同时,项目首创“原料处理-成品烧结”全流程一体化工艺,生产效
1439号文发布后,所有工商业用户全部进入市场,暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电。对于电网企业代理购电用户来说,复杂的电价构成和波动让企业感到困惑:如何看懂复杂的工商业电网代理购电电价表?电费账单里的每一分钱究竟花在哪里?电价波动的因素在于?如何降低用电成本?本文将从价
近日,一则重磅政策落地#x2014;#x2014;国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》,创新性地提出以“绿色电力直供#x2B;市场交易#x2B;绿证认证”为核心的新型能源消费机制。这一政策犹如一颗投入能源领域的“石子”,激起层层涟漪,它不仅是落实“双碳”战略的关键
习近平总书记在重庆主持召开新时代推动西部大开发座谈会并发表重要讲话时指出,要坚持统筹发展和安全,提升能源资源等重点领域安全保障能力。加快建设新型能源体系,做大做强一批国家重要能源基地。加强管网互联互通,提升“西电东送”能力。殷殷嘱托化为实际行动,国网重庆市电力公司坚决扛起电力保供
北极星输配电网整理了6月30日~7月4日的一周电网项目动态。广东“零碳岛”智能微电网项目6月30日,大湾区首个真正意义上的“零碳岛”智能微电网项目在担杆头片区隆重举行并网仪式。该项目总投资675万元,构建了以208千瓦光伏发电为核心,集成430千瓦时储能系统、25千瓦微风发电机及智能充电设施的综合微
7月2日至4日,2025年泰国可持续能源周(ASIASustainableEnergyWeek2025)在曼谷圆满举办。作为东南亚地区最具影响力的新能源展会之一,本届展会汇聚了来自全球的光伏、储能与绿色出行技术企业,共同探讨可再生能源技术创新与市场合作新趋势。安泰新能源携TAI-Simple智能跟踪系统及铝合金车棚系统亮相H1
近日,金风科技储能系统售后服务体系获得CTEAS售后服务体系完善程度认证(七星级·卓越),与NECAS全国商品售后服务达标认证(五星级)。两项认证均由全国商品售后服务评价达标认证评审委员会与北京五洲天宇认证中心联合颁发,并经中华人民共和国商务部授权、中国国家认证认可监督管理委员会批准有效。
近期充电宝安全问题频登热搜,背后是行业监管与产业模式的双重震荡。据中国民用航空局官网披露,6月28日实施的3C禁令已拦截多起充电宝风险,该政策源于全球民航今年15起充电宝起火事故的严峻现实。国家市场监督管理总局缺陷产品管理中心数据显示,充电宝质量国家监督抽查不合格率高达43.6%,罗马仕、安
北极星储能网获悉,7月3日消息,内蒙古建亨奥能科技有限公司720V高压固态钠盐电池正式量产。建亨奥能三期项目总投资35亿元,分三期建设。一期投资5亿元,建设系统集成装配一体化项目,总产能300MWh,可实现产值10亿元/年;二期投资12亿元,建设陶瓷电芯及全产业链项目,形成1.5GWh规模生产能力,累计可
近期,多座储能电站获最新进展,北极星储能网特将2025年6月30日-2025年7月4日期间发布的储能项目动态整理如下:内蒙古鄂尔多斯3GW/12.8GWh储能电站项目开工6月28日,内蒙古自治区鄂尔多斯市谷山梁3GW/12.8GWh储能电站项目开工建设。项目位于内蒙古达拉特旗恩格贝镇,总投资112亿元,占地面积约1100亩,
近年来,随着风电、光伏等波动性可再生能源在电力系统中占比不断攀升,电力系统固有的“刚性”调节能力面临前所未有的挑战。(来源:中国能源观察作者:王睿佳)今年4月,国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》(以下简称《指导意见》)指出,“随着新型电力系统建设
日前,从浙江杭州供电公司了解到,由杭州市发展改革委和财政局联合发文的《杭州市2025年迎峰度夏(冬)电力保供补贴实施方案》正式出台。根据该方案,今年迎峰度夏(冬)期间,参与车网互动(V2G)放电的充电场站将获得最高2元/千瓦时的顶峰放电补贴。这是杭州市首次将在规定时段顶峰放电的V2G充电场站
一、什么是分时电价政策电能是一种特殊商品,无法大规模存储,生产与消费需要实时平衡,不同用电时段耗用的电力资源不同,供电成本差异很大。分时电价机制是基于电能时间价值设计的、引导电力用户削峰填谷、保障电力系统安全、稳定经济运行的一项重要机制安排。将一天划分为高峰、平段、低谷等时段,对
6月20日,远景岱山储能电站示范项目在浙江舟山市并网投运。项目总投资3.2亿元,装机规模109.5MW/219MWh,是舟山市第二个并网的电网侧储能项目。该项目采用高安全性磷酸铁锂电池技术,在用电低谷期开启蓄能模式将富余电力转化为稳定储备,在高峰时段则释放电能缓解供电压力,实现电网削峰填谷。电站投运
从电价不断上涨、到能源转型战略规划,越南电力领域的每条新的政策,似乎都预示着一个新的储能市场即将爆发!6月26日,2025越南国际电池储能与新能源供应链合作大会开幕,作为合作单位之一,惠州德赛电池全球业务副总裁胡国飞在论坛发言指出,“越南作为东南亚经济增长的亮点,正迎来能源结构升级的关
最近,国家发展改革委等四部门联合公布的首批车网互动规模化应用试点名单中,江苏交出亮眼答卷:常州入选试点城市,南京“宁电通”全场景V2G示范项目、无锡源网荷储全要素协同车网互动综合试点项目成功入选,这标志着国网江苏省电力有限公司在推动能源变革、构建新型电力系统进程中迈出了坚实而有力的
在推动能源绿色低碳转型的浪潮中,“绿电直连”与“源网荷储”作为两种备受关注的能源发展模式,正以前所未有的态势重塑着新型电力系统的格局。尽管两者都是旨在提升可再生能源的利用率,但它们在核心理念、实现路径及优势侧重上存在显著差异。(来源:北极星电力市场网作者:Chloe)核心差异与优势:
6月26日,水电十六局与福建永福电力设计股份有限公司联合体中标承建的内蒙古乌兰察布市察右中旗100万千瓦/600万千瓦时电源侧储能项目正式开工,该项目为目前全球规模最大的电源侧电化学储能项目之一。该项目位于内蒙古乌兰察布市察右中旗,地处内蒙古中部,平均海拔1700米,年日照时数达3014小时,具备
6月29日,海博思创与新加坡能源基础设施开发商Alpina签署《框架合作谅解备忘录》,海博思创将在2025至2027年期间向该公司提供5000套充储一体机,携手开拓新加坡及亚太地区快速增长的电动汽车充电市场储能应用,共同为亚太地区储能充电一体化发展注入强劲动能。此次合作中,海博思创提供的产品亮点十足
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