为进一步深化电力需求侧管理，积极应对电网调峰可能出现的困难局面，发挥市场机制在调节电力供需平衡中的重要作用，促进“源一网一荷一储”友好互动，提升电力系统调节能力，云南省能源局总结2022年电力需求响应试运行经验及成效，编制印发《2023年云南省电力需求响应方案》。

2023年云南省电力需求响应方案

第一章　总　则

第一条为进一步深化电力需求侧管理，积极应对电网调峰困难，优化资源配置，促进清洁能源消纳，发挥市场机制调节电力供需平衡的重要作用，根据《电力需求侧管理办法（2017修订版）》、《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）要求，结合我省电力供需形势和市场化改革实际，在2022年试点运行基础上制定本方案。

第二条　需求响应按照“政府主导、电网实施、企业参与”原则，在省级电力主管部门领导下开展，需求响应重大问题报电力调度运行专班研究统筹。

第三条按照需求响应优先、有序用电保底的要求，坚持“安全可靠、公平公正、开放透明”原则，遵循“谁提供、谁获利、谁受益、谁承担”原则，运用市场机制和经济杠杆，积极引导各类可中断负荷用户提升负荷管理能力，主动参与需求响应，削减高峰负荷，增加低谷负荷，提高用电精细化水平，培育售电侧主体增值服务能力，建立需求侧、供给侧协同参与电力电量平衡的新机制，助力能源消费向绿色低碳转型，形成年度最高用电负荷5%的需求响应规模。

第二章　市场成员

第四条需求响应市场成员包括电网企业、市场运营机构和市场主体三类。

市场主体为具有独立法人资格、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，包括电力用户、负荷聚合商。负荷聚合商是指将某一区域中各类响应资源进行统一管控和运营的主体，聚合响应资源参与需求响应交易，包括售电公司和第三方独立主体聚合商。其中第三方独立主体聚合商指建设或运维响应资源为电力系统提供辅助服务的独立法人单位。

市场运营机构包括电力负荷管理中心、电力交易中心和电力调度中心。

电网企业包括云南电网有限责任公司以及地方供电企业（包含增量配电网企业）。

第一节　权利与义务

第五条　电力用户权利和义务

（一）按照本方案参与电力需求响应，签订并履行需求响应代理合同、合作协议相关义务。

（二）提供需求响应所必需的响应能力及相关负荷信息，获取需求响应交易信息。

（三）服从电力调度机构的统一调度，遵守省级电力主管部门有关电力需求侧管理规定，执行需求响应交易结果和有序用电安排。

（四）按照本方案参与电力需求响应的电力用户及负荷聚合商享有获得相应收益的权利。

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（五）已参与负荷管理的电力用户，自愿参与需求响应，不参与市场化需求响应费用分摊。

（六）法律法规规定的其他权利和义务。

第六条负荷聚合商权利和义务

（一）按规则参与需求响应交易，签订并履行代理合同、合作协议，做好响应资源管控和运营，组织执行需求响应交易结果。

（二）运行具备调度直接控制条件的虚拟电厂的相关控制设备和技术系统，确保安全可控。

（三）提供需求响应所必需的响应能力及相关负荷信息，获取需求响应交易信息。

（四）法律法规规定的其他权利和义务。

第七条电网企业权利和义务

（一）参与电力主管部门主导下的电力需求响应市场规则及机制完善工作。

（二）科学研判供需形势，就是否发起需求响应及其规模向电力主管部门提出意见建议。

（三）负责组织各州市供电单位对参与需求响应用户的负荷管理装置运行状态进行监测检查。

（四）具体负责需求响应结算及补贴支付。

（五）负责满足电力用户开展电力需求响应所需计量精度装置的配置工作。

（六）法律法规规定的其他权利和义务。

第八条　电力负荷管理中心权利和义务

（一）负责需求响应资源池建设。

（二）负责需求响应工作的组织和实施。

（三）负责市场主体计量数据管理、基线负荷认定。

（四）负责执行过程监测并指导中标用户实施响应。

（五）负责会同电力调度中心做好负荷需求响应效果评估及公示。

（六）负责组织电力需求响应平台运维和优化。

（七）负责协调省、州市、县三级负荷管理中心运转协调。

（八）法律法规规定的其他权利和义务。

第九条　电力调度中心权利和义务

（一）负责动态评估负荷缺口并提出拟开展的需求响应规模。

（二）负责组织安全校核、负责直控虚拟电厂的接入、调节容量认定、监视和调度控制。

（三）负责配合省负荷管理中心做好需求响应效果评估及公示。

（四）法律法规规定的其他权利和义务。

第十条电力交易中心权利和义务

（一）负责组织开展市场主体的注册、申报和协议管理、交易出清、信息披露、出具结算依据。

（二）负责根据职责范围完善电力交易平台相关功能。

（三）法律法规规定的其他权利和义务。

第二节　市场主体准入条件

第十一条资源类型

需求响应资源为市场主体可调节负荷，按负荷类型可分为工业负荷、工商业可中断负荷、建筑楼宇负荷、用户侧储能负荷、电动汽车充电设施、分布式发电、智慧用电设施等。

第十二条　准入条件

（一）在南方电网营销管理系统具有省内独立的电力营销户号（包括市场直接购电用户和电网企业代理购电用户）。

（二）安装数据采集周期为15分钟的计量表计，计量数据可传送至电网企业。

（三）响应能力大于等于1000千瓦的电力用户可自主参与需求响应，也可通过负荷聚合商代理参与；响应能力低于1000千瓦的用户可通过负荷聚合商代理参与。

（四）负荷聚合商应具备云南省内电力交易资格，市场代理的用户应具有省内独立电力营销户号（包括直接购电用户和电网企业代理购电用户）；负荷聚合商应具备集成2500千瓦及以上响应负荷能力。

（五）储能运营商可代理多个储能项目，包括用户侧储能设施和电网侧储能设施（电网侧储能暂不参与），储能项目应满足电网接入技术规范，聚合的储能资源总充放总功率不低于5000千瓦，持续充放电时间不低于2小时，具备接到电网通知后4小时快速响应能力。

（六）具备电网自动控制条件的电力用户，应通过云南电网公司的响应性能校验，并接入电网侧相应控制系统。

第三章　市场注册

第十三条电力用户及负荷聚合商等市场主体可通过电力交易平台进行注册。已经完成注册的售电公司，可向电力交易中心提出申请注册成为负荷聚合商，经省电力负荷管理中心对基本信息及技术信息审核通过后注册生效。储能运营商具体准入条件和管理要求参照售电公司有关要求执行。

第十四条电力用户的注册信息

（一）基本信息：用户编号、用户名称、计量点编号、结算户号、电压等级、资源类型、所处地区等。

（二）技术信息：最大响应能力、最小响应能力、最大响应时长、最小响应时长、可响应时段等。

第十五条负荷聚合商、储能运营商的注册信息

（一）基本信息：提供代理电力用户参与需求响应的授权委托书及基本信息（用户编号、用户名称、计量点编号、结算户号、电压等级、资源类型、所处地区等），其代理用户须满足准入条件。

（二）技术信息：最大响应能力、最小响应能力、最大响应时长、最小响应时长、可响应时段等（根据其代理需求响应电力用户技术信息动态计算）。

（三）注册流程：负荷聚合商、储能运营商通过系统录入基础信息，经省级负荷管理中心审核通过后注册生效。电力用户可自主选择负荷聚合商签订需求响应代理合同，形成唯一的需求响应代理关系。一个法人单位仅能由一个负荷聚合商代理参与需求响应交易。

（四）注册信息变更：负荷聚合商、储能运营商变更注册信息时，通过电力交易平台发起变更申请，经省电力负荷管理中心审核通过后注册生效。

第十六条生效时间

市场主体完成注册后即时生效。用户因正当理由或申请自愿退出需求响应市场的，原则上将待履行的合约交割完毕，结清相关费用后方可退出。

第四章　交易品种及补贴标准

第十七条交易品种

市场化邀约包括削峰类、填谷类两类；按照响应时序，可将其划分为邀约型、实时型两类。

需求响应原则上每天不多于3次，每次不超过3小时。

第十八条补贴标准

响应补贴标准单位为元/千瓦时，起步阶段仅提交单段报价。

（一）实时型响应补贴：实时响应补贴标准执行全年统一价格2.5元/千瓦时。

（二）邀约型响应补贴：削峰类响应补贴标准的上下限分别为5元/千瓦时、0元/千瓦时；填谷类响应补贴标准的上下限起步阶段分别暂定为1元/千瓦时、0元/千瓦时。

第五章　实时型响应实施流程

第十九条　需求发布

调度中心于运行日前提前4小时提出启动需求响应申请，经云南电网报省能源局确认，电力负荷管理中心通过需求响应平台及电力交易平台向市场主体发布需求响应通知，具体包括需求容量、需求时段和响应主体基线负荷。

第二十条　响应反馈

响应主体通过需求响应平台及负荷管理系统查询基线负荷、补贴价格、应邀确认截止时间等信息。收到日内邀约通知的响应主体，应于响应前3小时反馈是否参与及参与负荷，逾期未反馈视为不参与。邀约截止前，应邀用户可以修改响应负荷信息，排序以最后一次修改信息为准。

负荷聚合商应同时反馈每户代理用户的响应负荷及聚合响应负荷。

第二十一条　交易出清

日内邀约截止后，省电力负荷管理中心通过需求响应平台根据响应主体反馈情况统计当次应邀响应负荷总量并及时反馈调度中心，若总量大于当次供电缺口，则按反馈时间由早到晚规则排序，至应邀响应负荷累计值覆盖当次缺口为止；若应邀负荷总量小于当次供电缺口，响应主体按各自应邀负荷执行，缺额部分由调度中心按政府部门印发的负荷管理方案组织负荷补齐供电缺口。

第二十二条结果发布

响应主体可在邀约时间截至1小时后通过需求响应平台及电力交易平台查询响应负荷确认值。

第二十三条响应执行

确认参与响应的用户按提前做好的计划，按时按量自主完成负荷压降。

第二十四条填谷实时响应根据电网运行情况参照执行。

第六章　邀约型响应实施流程

第二十五条缺口评估

调度中心于执行日（D日）前两天（D-2日）14:00前根据全省统调负荷预测、西电东送初步计划等相关信息，测算响应日（D日）初步电力缺口，云南电网综合研判是否发起需求响应，确定需求响应规模，并及时报告省能源局同意后启动需求响应，需求响应规模原则上不超过150万千瓦。

第二十六条需求发布

电力交易中心于邀约日（D-2日）16:00前，经需求响应平台及电力交易平台向市场主体发布需求响应信息，具体包括参与主体信息、需求容量、需求时段、申报价格上下限等。

第二十七条市场申报

竞价日（D-1日）11:00前，市场主体以户号为单元在电力交易平台提交申报信息，市场主体申报信息包括：

1.响应资源：参与响应日的需求响应资源；

2.响应容量：电力用户、负荷聚合商响应申报容量应不小于1000千瓦，储能运营商响应申报容量不低于2500千瓦；

3.响应时段：响应时长不低于1小时；

4.响应价格：单位为元/千瓦时，响应价格不得高于补贴上限要求；

5.电解铝负荷报量不报价。

第二十八条交易出清

竞价日（D-1日）12:00前，电力交易中心根据市场主体申报价格、邀约确认情况、市场出清规则（优先成交电解铝负荷，其余负荷按照报价由低到高排序成交，价格相同时，按照积分高低排序，价格与积分均相同时，按照申报时间排序，采用边际出清定价模式，出清价格为中标容量对应的最高报价。当出清用户全部为电解铝用户时，出清价格按补贴标准上限的50%执行）形成出清预成交结果，并送电力调度中心进行安全校核，安全校核结束后确定成交结果。

第二十九条竞价结果发布

竞价日（D-1日）16:30前交易中心发布需求响应交易成交结果通知书，明确用户编号、参与响应的补偿价格、响应时段、基线负荷和可响应负荷能力，响应提前通知时间和方式等信息，通过需求响应平台和电力交易平台通知相关市场主体参与需求响应。负荷聚合商、储能运营商将结果告知其代理的用户。

根据需求响应中标响应容量及次日剩余缺口情况据实安排有序用电计划，由调度中心根据需求响应及有序用电安排修正执行日（D日）负荷预测并用于发电计划编制。

第三十条响应执行

需求响应执行日（D日）市场主体按中标结果执行需求响应。 电力负荷管理中心负责对中标用户实际响应情况进行监测和监督。条件成熟后，可通过负荷管理系统进行响应负荷调控。

第三十一条响应中止

（一）电力负荷管理中心可视电网实际运行情况，协同电网企业及电力调度中心，经需求响应平台、电力交易平台、短信平台等方式通知用户中止需求响应，云南电网及时向省能源局报告。

（二）出于用电安全考虑，电力负荷管理中心在响应结束后只发出响应解除通知，参与响应的电力用户在收到响应解除通知后恢复响应负荷。

第三十二条填谷邀约响应根据电网运行情况参照执行。

第七章　效果评估

第三十三条基线负荷计算方法

（一）电力用户基线负荷计算方法

基线负荷指响应时段未实施需求响应和有序用电时电力用户的小时平均用电负荷，是判定需求响应执行效果的依据。现阶段，基线负荷以小时平均功率计算，即小时电量/1h。条件具备时，以15分钟功率计算。

根据计量系统接收的注册用户时间和需求响应时间，划分时间区域，将样本日的日期类型划分为周末、节假日和工作日。

如果是工作日，则从用户小时负荷数据中，取竞价日（D-1日）前4个同为工作日且该日不存在需求响应、紧急错避峰、配合电网停电检修等特殊情况下的用户小时负荷数据，作为计算样本数据。

如果是周末、节假日，则从用户小时负荷数据中，取竞价日（D-1日）前2个同日期类型的且该日不存在需求响应、紧急错避峰、配合电网停电检修等特殊情况下的用户小时负荷数据，作为计算样本数据。

（二）负荷聚合商基线负荷计算方法

负荷聚合商的基线负荷按其聚合响应用户的电力营销户号分别计算，计算方法与电力用户基线负荷计算方法一致。

（三）虚拟电厂、储能运营商基线负荷计算方法

虚拟电厂、储能运营商基线负荷以响应执行前1小时的负荷值作为基线负荷。

第三十四条响应评估标准

（一）需求响应实施效果以电网企业计量自动化系统中电力用户负荷数据为基础计算，原则上以响应时段的小时平均负荷为评估依据；响应时段内用户侧计量故障或取数异常时：专线用户以响应时段内变电站侧电量为基数，参照上月线损率剔除线损电量后，折算出的小时平均负荷作为最终结算依据；非专线用户以基线负荷对应的日均电量为基数，减掉响应日电量后，折算出的小时平均负荷作为最终结算依据。

（二）电力用户实际响应容量由响应时段内基线负荷与实际测量平均负荷之差确定，具体计算公式如下：

削峰需求响应实际响应容量=基线负荷－实际测量平均负荷。

填谷需求响应实际响应容量=实际测量平均负荷－基线负荷。

响应时段内，实际响应容量与中标容量比＜50%的，视为无效响应；50%≤实际响应容量与中标容量比＜80%的，实际响应容量的60%计入有效容量；80%≤实际响应容量与中标容量比≤120%的，实际响应容量全部计入有效容量；实际响应容量与中标容量比＞120%的，有效容量按中标容量的120%计算。

第三十五条响应效果评估及公示

省负荷管理中心会同电力调度中心开展响应效果评估及公示。对响应效果评估结果有异议的，在7个工作日内通过电力需求管理平台进行反馈，由电力负荷管理中心进行核实和解释。仍不能解决争议的，报省能源局协调解决。

第三十六条　市场主体积分

依据最终公示结果对参与响应的市场主体进行积分，以兆瓦为单位（保留一位小数），每次每1000千瓦积1分，电力用户可用积分抵扣有序用电（或能效管理、负荷管理）指标，每10积分可抵扣有序用电任一执行日的1万千瓦，参与抵扣的积分在需求响应平台相应进行调减。

第三十七条交易中心参照《云南电力中长期交易实施细则》，对提供有效响应容量的市场化交易用户及其零售关系所属售电公司，在计算其当月偏差考核电量时应扣减有效响应容量对应电量。用户侧有效响应导致的发电侧偏差，具备交易合同对应关系且可溯源的电厂，在计算其当月偏差考核电量时应扣减有效响应容量对应电量。

第八章　结算与兑付

第三十八条　需求响应费用按照当月结算、次月结清的原则开展，待条件成熟后，参与需求响应当日结算响应补贴，自动转存为预存电费。

第三十九条　出具结算依据

（一）电力交易中心根据响应结果测算补贴费用，出具结算依据。

（二）削峰、填谷需求响应收益计算

补偿按时段计算收益，以小时为单位，具体计算公式如下：

市场主体的需求响应收益=有效响应容量×补偿价格×响应时间

需求响应总收益=∑市场主体的需求响应收益。

（三）市场主体实际响应容量小于中标容量50%的，按小时计算考核费用，具体计算公式如下：

市场主体的需求响应考核费用=中标容量×补偿价格×响应时间×考核惩罚因子（暂取0.6）

第四十条执行考核

（一）有效响应获得需求响应补贴，无效响应不得享受需求响应补贴。

（二）因特殊情况导致中标电力用户、负荷聚合商、储能运营商无效响应的，经省电力负荷管理中心认定，可免于考核。

第四十一条　结算及补贴兑付

（一）云南电网公司按月出具补偿费用结算单，通过电力需求响应平台及电力交易平台公示，市场主体对补偿费用有异议的，在7个工作日内通过电力需求响应平台或电力交易平台进行反馈，由云南电网公司进行核实和解释。仍存在争议的，报省能源局核查。

（二）公示期满，云南电网公司在1个月内将补贴费用及补贴企业明细报省发展改革委、省能源局备案。

（三）电力用户独立参与需求响应的，响应收益以电费方式退至用户的营销管理系统账户。电力用户由负荷聚合商参与需求响应的，根据代理协议分成约定，电力用户收益以电费方式退至用户的营销管理系统账户，负荷聚合商分成单独与电网结算。

负荷聚合商与其代理电力用户参与需求响应的收益分成应在双方所签订合同中明确并在电力交易系统录入及确认。

第四十二条补贴费用来源

需求响应补贴费用来源，按照“谁受益，谁承担”的原则，由直接参与市场化交易的用户（包括批发用户及零售用户）按月度冻结用电量计算度电分摊价格，分摊价格通过需求响应平台及电力交易平台公示，公示无疑义后该月分摊价格不得更改。直接参与市场化交易的用户按月度实际用电量与度电分摊价格计算有效需求响应的分摊费用。

需求响应结算结果发布后，因计量或抄表差错等原因造成用户实际用电量与前期用于结算的用电量不一致时，按照《云南电力市场结算管理办法》中用户差错处理规定的时限和流程开展需求响应结算结果差错清算，差错清算的金额纳入不平衡资金机制处理。

第九章　保障措施

第四十三条运行保障

（一）各级电力主管部门会同云南电网公司加强电力需求响应政策宣传和解读，营造良好氛围，积极引导各类主体参与需求响应，组织电力用户申报需求响应资源。

（二）云南电网公司负责需求响应签约用户负荷管理装置的运维工作，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。做好执行情况数据统计，及时发放补偿资金。

（三）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响应平台。积极响应电网需求，强化履约意识，确保执行效果。

（四）负荷聚合商、储能运营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响应平台。充分发挥专业技术优势，加强对代理用户用电习惯和设备特性分析，实现用户负荷精细化、规模化灵活调控。

（五）需求响应平台和电力交易平台应保障系统稳定运行，各项功能正常，平台与用户之间的信息传输正确无误。

（六）省负荷管理中心对负荷管理用户开展在线监测，形成“日跟踪、周报告”过程管理模式；对标对表尽快实现正常运转，不断提高科学化、专业化、精细化负荷管理水平。

第四十四条　监督检查

省能源局负责需求响应相关工作及成效的行政管理、监督及检查工作。

本方案由省能源局负责解释。

来源：云南省能源局

编辑：郑明皓