甘肃省电力需求响应市场实施方案：在2023年上半年完成甘肃需求侧响应市场建设并投入结算试运行-第2页-北极星输配电网

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牵头单位：省电力公司

配合单位：各市州供电公司、甘肃电力交易中心、省电力调度中心

3.优化市场布局，探索各类市场有效衔接路径。围绕加快全国统一电力市场体系建设目标，找准市场功能定位，研究制定需求响应市场发展规划，确保市场基础制度规则统一。以“保供”和“服务”为主要抓手，研究分析中长期、现货、辅助服务、需求响应等各类市场在组织时序、结算机制等方面问题，持续完善电力市场衔接机制。

牵头单位：省电力公司

配合单位：甘肃电力交易中心、省电力调度中心

四、市场组织

（一）市场准入要求

1.电力用户。参与需求响应市场的电力用户应为国网甘肃省电力公司直供到户的市场化用户（不含代理购电用户），且满足独立计量采集要求；用电负荷调节能力应大于等于1000千瓦，单次响应时长不低于60分钟。

2.负荷聚合商。参与需求响应市场的负荷聚合商应在甘肃省内具有固定经营场所，拥有至少2名具备从业经验的专业人员；应自建电力能效监测系统，具备对代理用户负荷监测、计量和调控能力，具有负荷曲线整合、补偿费用分解、负荷控制与监视等功能；负荷调节能力原则上不低于5000千瓦，单次响应持续时间不低于60分钟；应按照负荷聚合商在甘肃电力需求响应市场交易总电量规模核定金额向交易中心提交履约保障凭证，核定标准为0.8分/千瓦时。

（二）市场注册流程

1.电力用户。电力用户在每月底5个工作日前持相关证明材料向电网企业提交次月需求响应市场入市申请，电网企业在2个工作日内受理并审核通过后，在需求响应技术支持系统完成账号注册及市场主体基础档案信息录入。

2.负荷聚合商。负荷聚合商应在交易中心办理市场注册手续，签署《甘肃电力需求响应市场负荷聚合商信用承诺书》，正式纳入电力需求响应市场负荷聚合商准入名单后，可在每月底5个工作日前持相关证明材料向电网企业提交参与次月需求响应市场入市申请。电网企业应在2个工作日内受理并审核通过后，组织负荷聚合商在需求响应技术支持系统完成账号注册及基础档案信息录入。

（三）协议签订

各市场主体（包括电力用户和负荷聚合商，下同）在需求响应技术支持系统完成账号注册及市场主体基础档案信息录入后，应与电网企业签订合作协议，在协议有效期内按照规则参与需求响应市场交易。由负荷聚合商代理参与的电力用户还应与负荷聚合商签订代理协议，原则上一个交易周期内不得更换负荷聚合商。本方案交易周期指一个日历年，截止日期12月31日。

（四）需求响应流程

1.约定（日前）响应。调度中心于响应日前两天（D-2日）18:00之前发布D日需求响应信息。市场主体于响应日前一天（D-1日）12:00之前申报响应日信息，市场建设初期采用单段报价，同一日同一时段响应报价为同一个价格。调度中心于响应日前一天（D-1日）14:30前，更新最新电力供需平衡情况并确定D日最终需求响应负荷缺口信息。电网企业于响应日前一天（D-1日）16:00之前开展边际出清，形成响应日用户中标时段、响应负荷、边际价格。市场主体于响应日前一天（D-1日）17:00之前，及时确认并按约定时间执行响应。

2.应急（日内）响应。调度中心于响应日（D日）提前4小时发布D日需求响应信息，电网企业于响应日（D日）提前3小时完成边际出清，并提前2小时向市场主体发布应急响应中标时段、响应负荷、边际价格，并短信通知用户按期执行响应。市场初期，需求响应市场交易时序根据省间现货市场实际出清情况相应顺延。

（五）市场中止

当出现以下情况时，调度中心、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差。

2.用户线路故障。

3.相关技术支撑平台故障等其他情况。

（六）响应执行与评价

市场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。日基线负荷为响应日前5个正常用电日小时平均用电负荷，实际响应负荷为响应时段内实际负荷与基线负荷的差值绝对值，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市场出清响应负荷的百分比（按小时计算）。

（七）费用结算

需求响应市场费用采用“日清月结”的结算模式，电网企业以电力营销户号为单位计算需求响应市场补偿费用，由负荷聚合商代理参与的电力用户，补偿费用按照代理协议约定条款发放给电力用户和负荷聚合商。

1.补偿费用结算。需求响应市场补偿费计算以小时为单位，由实际有效响应电量按照出清价格乘以相应收益折算系数进行结算。折算系数根据实际响应负荷与中标响应负荷的比例进行确定，大于等于80%且小于90%时，折算系数为0.8；大于等于90%且小于100%时，折算系数为0.9；大于等于100%且小于等于120%时，折算系数为1；大于120%时折算系数为1，且该小时有效响应容量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。对市场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，考核系数暂设为0.5。

（八）费用分摊

需求响应市场补偿费用按照“谁受益、谁承担”的原则，按月在相关市场主体间分摊或返还。其中，削峰需求响应市场补偿费用由发、用两侧共同承担分摊责任，填谷需求响应市场补偿费用由发电侧承担分摊责任。用户度电分摊上限设置为0.01元/kW·h，超过部分不再进行分摊，补偿缺额按照原补偿费用等比例消减。

（九）信息发布

1.日结算信息发布。响应结束后3个工作日内，发布响应日执行结果，包括有效响应时段、总体响应电量，以及各市场主体有效响应时段、响应电量、响应违约时段、违约考核费用等信息。

2.月度结算信息发布。M月第18个工作日前，通过技术支持系统或交易平台发布M-1月市场主体需求响应补偿及考核费用，包括补偿费用、补偿折算系数、考核费用等。公示期3天，于公示结束的次月完成补偿费用发放。

五、组织保障措施

（一）建立政企协同机制

各级工信部门要积极发挥政府主导职能，建立省市县各级政企需求响应市场定期沟通和会商机制，搭建政企沟通平台，组织供电公司、电力用户定期沟通会商，广泛宣传市场政策，积极推动电力用户参与市场，及时协调解决有关问题。各级供电公司要积极配合政府部门做好需求响应市场运行各项工作，定期汇报市场运行情况，密切关注市场主体诉求，并实时监测预警电力服务、市场交易、信息披露等方面的舆情信息，及时正确回应处置。

（二）营造良好舆论环境

各市州工信局和各市县电网企业要加大政策宣传力度，做到电力用户、负荷聚合商对政策“应知尽知”，推动具备条件的电力用户积极参与，引导已列入负荷管理方案的用户参与，鼓励拥有储能、虚拟电厂、电动汽车充电设施等新型用户试点参与需求响应，充分调动各类需求响应资源。要注重负荷聚合商的培育，支持负荷聚合商为电力需求响应提供代理服务，实现各类需求响应资源的高效聚合。

（三）加强信息技术支撑

省电力公司负责需求响应市场技术支持系统建设运维，确保申报、出清、结算、披露等环节信息传输准确性和实效性，及时消除相关故障，保障电力需求响应技术支持系统的稳定运行。负荷聚合商要充分发挥专业支撑作用，深入开展电力用户电能服务，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。

（四）强化过程监督管控

建立健全督导工作机制，切实发挥过程监督的管控作用。省工信厅对全省需求响应市场建设运行进行全过程监督评价，并组织定期对需求响应市场建设运行过程进行监督检查、效果跟踪和成效评估。省电力公司每月向省工信厅报告需求响应市场运行情况。