《安徽省电力需求响应实施方案（2025年版）》全文、协议模板及解读.docx

安徽省电力需求响应实施方案（2025年版）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，着力提升负荷资源灵活调节和充裕储备能力，促进可再生能源电力消纳，缓解电网运行压力，有效支撑全省迎峰度夏（冬）电力保供工作，加快构建新型电力系统，根据国家发展改革委等部门电力需求侧管理办法（2023年版）电力负荷管理办法（2023年版）等文件要求，结合我省实际，制定本方案。一'目标任务按照“安全可靠、自愿参与、公平公正”的原则，在全省范围内开展电力需求响应工作，运用市场机制和价格杠杆，广泛发动各类市场主体参与需求响应，形成全省最大用电负荷5%以上的需求响应能力，引导用户提高电能管理水平，缓解电力供需矛盾，提升电网运行效率，推动源网荷储协同互动。同时，为进一步增强电网应急调节能力，鼓励具备条件的市场主体建立需求响应备用容量，提供系统应急备用服务，其可调节负荷资源全年处于备用响应状态，具备随时启动响应条件。二'参与主体（一）电力用户1 .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，已实现电能在线监测，并接入安徽省电力需求侧管理平台（新型电力负荷管理系统，以下简称“省级平台”）。2 .电力用户及其所属的可调节资源可独立或通过虚拟电厂、负荷聚合商代理参与需求响应，但在一年内只能选择其中一种参与方式，只能由一家虚拟电厂或负荷聚合商代理。3 .拥有空调、储能、充换电设施、数据中心、基站、蓄冰制冷装置、微电网等其他具备可调节负荷的用户可通过独立户号、虚拟电厂或负荷聚合商参与需求响应。4 .鼓励居民用户通过智能家居控制系统或空调（家庭制冷/取暖设备）、热水器等远程控制系统，以虚拟电厂、负荷聚合商代理方式与省级平台实现对接。（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，具备工业领域电力需求侧管理服务机构或满足安徽相应电力市场规则规定的准入条件。2 .自建电力能效监测相关系统，对代理的电力用户具有负荷监测手段和调控能力，并实现与省级平台数据交互。3 .鼓励聚合未纳入各级电网调度管理的小规模工商业用户和用户侧储能、楼宇空调、充换电设施、基站、集中式供冷供热、数据中心等新兴负荷资源。4 .虚拟电厂、负荷聚合商视为单个用户参与需求响应，其聚合的电力用户均需满足上述对电力用户的要求。单个虚拟电厂、负荷聚合商的可调节能力原则上不低于5000千瓦。5 .虚拟电厂的响应时间原则上应达到小时级或分钟级，具备参与日内需求响应的能力。三'参与方式（一）主体申请符合申请条件的参与主体可根据自身实际，自愿申报参与需求响应，随时可通过省级平台、“网上国网”客户端进行线上申请，填写需求响应（备用容量）申请并上传相关资料。（二）申请确认省电力公司定期组织各市供电公司对所有申请参与需求响应的主体进行申请确认，确认需求响应（备用容量）能力。（三）协议签订省电力公司在省级平台定期对通过申请确认的参与主体进行公示，公示期1周。公示结束无异议后的次月，各市供电公司组织参与主体签订需求响应合作协议（见附件1）,其中，虚拟电厂、负荷聚合商需同时提供与代理用户签订的需求响应代理协议（见附件2）和承诺书（见附件3）。四、实施流程（）响应启动省能源局会同省电力公司根据电力平衡情况，综合研判电力供需形势，明确启动需求响应以及响应方式、规模、时段等,并分解下达各市需求响应执行指标。1 .削峰需求响应启动条件(1)全省或局部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)；(2)电网备用容量不足或局部负荷过载；(3)开展需求响应实测验证等工作需要。2 .填谷需求响应启动条件(1)当用电负荷水平较低，电网调节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；(2)开展需求响应实测验证等工作需要。(二)响应邀约削峰需求响应执行日前或日内需求响应，填谷需求响应执行日前需求响应。响应邀约按照“时间优先、容量优先、兼顾公平”的原则开展，根据电网运行需要可优先对虚拟电厂、负荷聚合商、充换电设施、已签约备用容量等部分资源灵活开展邀约。参与主体应约响应负荷应结合生产经营情况自行确定，应约响应负荷一般不低于其最高用电负荷的10%,在不影响企业用电安全前提下，应约响应负荷不受限制。1 .日前需求响应省电力负荷管理中心于需求响应执行启动前一天，通过省级平台、客户端、短信、电话等方式向参与主体发出响应邀约,告知响应范围、需求负荷、时段及邀约截止时间等信息；参与主体于邀约截止时间前，通过省级平台、客户端反馈响应负荷;省电力负荷管理中心按照邀约原则，确定参与主体和应约响应负荷，直至满足系统调节需要或日前需求响应资源用尽。2 .日内需求响应日内需求响应按照响应速度可分为快上快下需求响应和实时需求响应。（1）快上快下需求响应省电力负荷管理中心于需求响应执行启动的05小时之前（不含0.5小时，小时级响应），通过省级平台、客户端、短信、电话等方式向参与主体发出响应邀约，告知响应范围、需求负荷、时段及邀约截止时间等信息；参与主体于邀约截止时间前,通过省级平台、客户端反馈响应负荷；省电力负荷管理中心按照邀约原则，确定参与主体和应约响应负荷，直至满足系统调节需要或快上快下需求响应资源用尽。（2）实时需求响应在电网紧急情况下，省电力负荷管理中心于需求响应执行启动前0.5小时以内（含0.5小时，分钟级响应），通过省级平台、客户端向参与主体下发调节或控制指令，告知响应范围、需求负荷、时段等信息，并通过省级平台自动完成响应能力确认，直至满足系统调节需要或实时需求响应资源用尽。参与实时需求响应的用电设备应具备可快速中断或可远程中断的特性。（三）响应取消在响应执行前，因电力供需形势缓解，响应需求负荷下降或不需执行响应时，省能源局会同省电力公司等比例调减各市需求响应执行指标或提前取消需求响应执行；各市电力负荷管理中心综合考虑参与主体恢复生产时间、参与主体意愿及本地执行能力等情况，组织具备快速恢复生产能力的参与主体优先退出；省电力负荷管理中心向参与主体发布响应变更信息，各市电力负荷管理中心对参与主体做好告知解释等工作。（四）响应执行1 .日前及快上快下需求响应参与主体根据最新的响应执行信息，按照约定在响应日的响应时段自行调整用电负荷，及时足额完成响应。2 .实时需求响应参与主体利用需求响应终端与自有电力能效监测相关系统的联动策略，于0.5小时内自动完成负荷调节；或由省电力负荷管理中心通过省级平台自动完成对参与主体的负荷控制。（五）响应结束省电力负荷管理中心在响应结束后发出响应解除通知，参与主体在收到响应解除通知后自行调整用电负荷。在响应执行过程中，因电力供需形势缓解，响应需求负荷下降或不需执行响应时，省能源局会同省电力公司等比例调减各市需求响应执行指标或提前中止需求响应执行；省电力负荷管理中心及时发出中止通知；各市电力负荷管理中心优先释放具备快速恢复生产能力的参与主体，对参与主体做好告知解释等工作。五'效果评估（一）需求响应效果评估1 .基线计算为更加科学合理选取参与主体基线参考日，尽量减少企业生产调整、集中检修等原因导致的无效响应情况，参考PJM需求响应基线计算方法，将响应日分为工作日、非工作日分别计算不同响应类型的基线平均负荷（见附件4）。基线中出现的最大负荷称为基线最大负荷，出现的最小负荷称为基线最小负荷，根据基线计算出的算术平均负荷称为基线平均负荷。虚拟电厂、负荷聚合商的基线，以其聚合参与需求响应的全部用户基线合计得出。2 .评估标准省电力负荷管理中心以省级平台采集的用户关口负荷数据为基础计算响应效果。实际响应负荷为基线平均负荷与响应时段平均负荷差值的绝对值。负荷响应率为实际响应负荷占应约响应负荷的百分比。参与主体在响应执行过程中应同时满足以下条件则视为有效响应，否则视为无效响应：（1）对于削峰需求响应，响应时段最大负荷低于基线最大负荷；对于填谷需求响应，响应时段最小负荷高于基线最小负（2）对于削峰需求响应，响应时段平均负荷低于基线平均负荷，负荷响应率大于等于50%；对于填谷需求响应，响应时段平均负荷高于基线平均负荷，负荷响应率大于等于50%。负荷响应率小于50%,不予补偿;负荷响应率在50%（含）-80%（不含）之间，按实际响应电量的0.5倍给予补偿；负荷响应率在80%（含）-90%（不含）之间，按实际响应电量给予补偿；负荷响应率在90%（含）-110%（含）之间，按实际响应电量的1.2倍给予补偿;负荷响应率在110%（不含）-120%（含）之间，按实际响应电量给予补偿；负荷响应率大于120%（不含）,按应约响应电量的120%给予补偿。3 .履约评价参与主体无正当理由年内参与应约次数比例未达到60%以上或年内3次以上负荷响应率未达到50%的，原则上取消其本年度和次年度参与需求响应资格，并视情将其违约行为纳入信用信息公开。4 .同时参与多个响应为鼓励用户挖掘日内需求响应能力，对同时参与多个响应的响应效果进行充分评估。在同一时段，参与主体同时参加日前响应和日内响应时，优先进行日内响应效果评估，超出日内应约响应负荷的实际响应负荷，再用于日前响应效果评估。（二）备用容量效果评估1 .技术条件需求响应备用容量分为快上快下备用容量和实时备用容量。其中，申报快上快下备用容量的参与主体，应将其关口和用电设备相关数据接入省级平台，确保上传的监测数据及时、准确、完整，稳定保持在线，并严格履约执行响应；申报实时备用容量的参与主体，应将其关口和用电设备相关数据接入省级平台，具备接收省级平台调节或控制指令并按指令自动完成负荷调节或控制的能力。相关技术规范由省电力公司另行制定。参与主体在加强需求响应备用容量建设及参与需求响应的过程中，应根据自身生产工艺和设备情况选择合适的可调节负荷参与备用容量和需求响应，不得影响企业安全生产，不得包含可能危及人身、设备安全以及可能造成经济损失的负荷。2 .评估标准省电力负荷管理中心对已签订协议的备用容量纳入需求响应资源库进行管理，根据迎峰度夏（冬）不同时段的情况，按月持续监测参与主体的备用容量状态，以确保其随时可调用。备用容量按照参与主体按月申报的月度备用容量计算。参与主体可于月底前申请变更下一个月的月度备用容量。月度备用容量应同时满足以下条件则视为有效容量，否则视为无效容量：（1）当月监测的可调能力平均值占月度备用容量的比例大于等于80%；（2）在参与需求响应的过程中，实际响应负荷大于等于月度备用容量的80%,实际响应时间大于等于调用时间；（3）根据电网供需平衡实施需求响应的情况，全年有效执行次数（含实测验证）原则上应大于等于1。（三）特殊情况判定省能源局、省电力公司根据电力供需实际情况，在响应执行前或响应执行过程中，要求参与主体提前取消或中止需求响应执行，造成参与主体出现无效响应和无效容量的情况，对参与主体仍按照有效响应和有效容量判定。六、响应补偿（一）需求响应补偿电价标准1 .响应补偿价格（1）对通过需求响应临时减少（增加）的用电负荷，按度电执行响应补偿价格。响应补偿金额=有效响应负荷X调用时间X响应补偿价格X响应速度系数X负荷响应率系数。具体响应补偿价格和相关系数标准如下：表1响应补偿价格标准响应类型响应补偿价格（元/千瓦时）削峰响应3填谷响应1.5表2响应速度系数提前通知时间响应速度系数响应类型日前日前通知1日前需求响应日内6小时1.2快上快下需求响应（小时级响应）2-6小时（含6小时）1.40.5-2小时（含2小时）1.6<0.5小时1.