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1、附件:甘肃省电力需求响应市场实施方案（征求意见稿）按照关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发（2015）9号）及配套文件、国家发展改革委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（修订版）等要求，依据甘肃省电力辅助服务市场运营规则（试行）（甘监能市场（2022）238号），为建设公平、规范、开放的甘肃电力需求响应市场，发挥市场优化配置电力资源的作用，引导用户削峰填谷，保障甘肃电力供应安全可靠，结合甘肃电网和用户实际情况，制定本实施方案。一、总体要求（一）指导思想以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，立足新发展
2、阶段、贯彻新发展理念、构建新发展格局，以深化甘肃电力市场建设为核心，建设符合甘肃电力发展实际的需求侧响应市场，充分运用市场机制、价格杠杆引导电力资源在更大范围内优化配置，助力甘肃经济发展，提升新能源消纳水平，保障电网安全稳定运行。（二）工作原则需求响应市场建设坚持“安全可靠、公正公平、自愿参与、开放透明”的原则。坚持安全可靠。有效运有市场手段、价格杠杆激励市场主体（以下均规范为市场主体）积极参与需求侧响应市场,自愿错峰避峰，增强电网柔性调峰能力，保障电网平稳运行和电力安全供应。坚持公正公平。需求响应市场主体严格遵守法律法规、相关规章及交易规则，不得提供虚假信息，扰乱需求侧响应市场，影响电网安全
3、稳定运行。坚持自愿参与。需求响应市场采用“自愿参与、社会动员”的方式，市场主体应严格遵守市场规则，根据生产需求、设备特性自主自愿参与电力需求响应市场交易。坚持开放透明。需求侧响应市场信息披露应严格遵守国家能源局有关信息披露的要求，遵循真实、准确、完整、及时、易于使用的原则，实现交易机制透明、市场运营透明、市场信息透明，不断提高市场主体参与交易便利化程度。（三）建设目标深入推进甘肃电力市场建设，健全电力市场运行机制、丰富市场交易品种，建设需求侧响应市场，运用市场手段、价格机制，挖掘需求侧负荷调节资源和潜力，为需求侧管理提供有益补充；积极推动用电主体参与需求响应市场交易，逐步扩大电力用户、负荷聚合
4、商参与规模，实现年度注册用户数量不低于300户，最大响应能力不低于100万千瓦；引导用电主体削峰填谷，助力电力保供，提升新能源消纳水平,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。二、工作分工甘肃省工业和信息化厅为省级电力需求侧管理部门，组织开展甘肃电力需求响应市场建设，协调解决市场建设及运营过程中相关问题。国家能源局甘肃监管办公室负责甘肃电力需求响应市场建设运营监管，组织制定甘肃电力辅助服务市场中需求响应市场有关规则。国网甘肃省电力公司负责建设、维护和管理电力需求响应市场运行相关技术支持系统，负责电力需求响应市场交易组织、市场出清、费用结算、信息发布。甘肃省电力调度中心依据
5、电力供需形势确定需求响应执行时段、响应类型、调节功率，及时、准确地发布需求响应市场启动邀约。甘肃电力交易中心有限公司负责负荷聚合商入市资格审核，负责市场主体的注册管理，提供注册服务；负责市场主体申报，按照规定披露相关信息。电力用户按照规则参与需求响应市场交易，签订和履行需求侧响应市场合作协议（协议模板见附件1,以下简称合作协议），按要求在电力需求响应市场技术支持系统申报削峰或填谷响应负荷、响应时段、响应价格；按照中标结果增减负荷执行响应，获取响应补偿收益，承担响应不足的有关费用考核。负荷聚合商在交易平台进行市场注册，并按规定提交履约保障凭证；按规则参与需求响应交易，签订和履行需求响应市场合作协
6、议，管控和运营响应资源；按规定披露和提供代理用户用电负荷、电量及其他相关信息；与代理用户签订代理协议，按时提交电网企业备案，作为需求响应市场交易结算依据。三、工作任务（一）建设筹备阶段（2023年3-4月）1.组织开展需求响应市场政策宣贯培训。重点围绕相关政策、规则、技术支持系统等，不定期组织开展市场主体线上、线下业务培训，全面梳理突出问题和薄弱环节，消除市场主体知识盲点，提升市场主体的市场意识和交易能力，服务市场主体积极参与需求响应市场交易。牵头单位：省工信厅、省电力公司配合单位：各市州工信局、各市州供电公司2 .推动需求响应市场主体入市交易。加强市场主体可调节资源能力普查，积极做好政策宣传
7、告知，鼓励可调节负荷用户参与市场，服务市场主体做好需求响应市场信息录入、身份注册、合同签订、市场申报等工作，全力推动电力用户参与电力需求响应交易。牵头单位：省电力公司、各市州供电公司配合单位：甘肃电力交易中心3 .强化需求响应市场数字化技术支撑。加快需求响应市场技术支持系统建设，实现需求响应入市组织、交易启动、市场申报、市场出清、费用结算、信息披露全流程线上化管理，建立“数字化+需求响应”技术应用系统，支撑需求响应市场平稳有序运营。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、各市州供电公司（二）模拟试运行阶段（2023年5月）1 .召开全省需求侧响应市场模拟试运行启动会议。
8、组织电网企业、调度中心、交易中心、电力用户、负荷聚合商召开全省电力需求响应市场模拟试运行启动会，安排和部署模拟试运行期间相关工作，明确各成员职责，建立需求侧响应市场沟通协调机制，为市场运行做好准备。牵头单位：省工信厅、省电力公司配合单位：甘肃电力交易中心、省电力调度中心、各市州工信局、各市州供电公司2 .建立健全需求响应交易机制。依据规则开展需求响应模拟试运行，在组织时序上开展日前、日内响应，在响应行为上开展削峰、填谷响应，完善需求响应交易品种，实现用户侧多场景规模化响应。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 .检验技术支持系统连续运行的稳定性与可靠
9、性。不定期开展需求响应模拟试调用，模拟需求响应市场申报、出清、结算全过程，查找模拟运行过程相关问题，对技术支持系统进行全面优化完善，为正式运行积累经验。牵头单位：省电力公司配合单位：各市州供电公司4 .验证规则的合理性和适用性。开展不同场景下多轮次需求响应模拟试调用，从交易组织、出清价格、结算费用等方面检验市场规则合理性、适用性，不断修订完善需求响应市场交易规则。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（三）结算试运行阶段（2023年6-12月）1.适时组织调电运行与结算分析。依据规则开展需求响应市场调电结算试运行，测试电力负荷、基线负荷等结算数据质量，开
10、展市场主体需求响应执行效果评价及费用结算,分析评估市场主体交易风险，验证需求响应交易开展后各类交易结算的合理性、协调性和配合性，强化各类市场交易结算有序衔接。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、各市州供电公司2开展试运行结果分析与评价。结合结算试运行情况,开展试运行结果复盘分析，验证市场出清成交量价准确性,对试运行过程中出现的各类问题进行在线处理与事后分析,旨在检验规则体系、系统参数设置的有效性、合理性，持续检验市场流程设计连贯性，各市场衔接的有序性，为正式运行做好准备。牵头单位：省电力公司配合单位：各市州供电公司3.培育良好的用户侧市场交易环境。通过不定期开展结算
11、试运行，为市场主体和市场运行人员提供真实全面的实训环境，强化市场主体对交易规则和技术支持系统应用的熟悉和掌握，提高市场主体市场意识和交易能力。牵头单位：省电力公司配合单位：各市州供电公司（四）正式运行结算阶段（2024年1月起）1.强化舆论导向，提升市场主体参与积极性。健全舆论导向和示范引领工作机制，统一规范制作宣传手册、公众号、短视频等宣传物料，联合省、市、县各级通过各类平台宣传推广。充分运用传统媒体、新型自媒体、微信公众号等方式拓宽新闻宣传渠道，树立典型用户向社会正面发声，营造良好舆论环境，提升市场主体参与积极性。牵头单位：省电力公司配合单位：各市州供电公司2.紧跟政策变化，不断优化需求响
12、应市场机制。加强与市场主体沟通，组织市场成员深入分析我省当前市场现状，梳理分析市场运营期间各类问题，根据国家政策调整和参考其他省份先进做法，加强对新政策的传导和理解，合理优化调整需求响应市场机制，不断推进国家政策与工作实践的有效统一。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
13、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Iooo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
14、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，
15、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
16、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（DT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
17、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。3 .用户线路故障。4 .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。日基线负荷为响应口前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
18、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IO0%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
19、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kWh,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
20、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MT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
21、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
22、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。电力需求响应市场合作协议甲方：乙方：（户号：）甲乙双方根据甘肃省开展电力需求响应市场相关工作要求，在平等、自
23、愿的原则下，经充分友好协商，就双方合作开展电力需求响应市场工作取得了一致意见。一、乙方自愿参与甲方组织的电力需求响应市场工作。响应实施时，乙方应在保证电网、人身、设备安全前提下,根据出清结果执行响应。二、在甲方组织实施需求响应市场交易期间，乙方通过需求响应市场临时性减少高峰期用电负荷、增加低谷期用电负荷，根据甘肃省电力辅助服务市场运营规则（试行）（甘监能市场（2022）238号）（以下简称“规则”）、甘肃省电力需求侧响应市场工作方案（以下简称“方案”）有关规定开展需求响应市场补偿与分摊费用结算。三、需求响应市场响应日前，乙方根据自身实际用电情况填报响应负荷能力，对数据准确性负责，因乙方申报不合
24、理而造成的损失，甲方不承担相应责任。四、甲乙双方根据“规则”、“方案”参与需求响应市场交易，履行各自权责，甲乙双方职责如下：1.甲方责任（1）负责乙方档案基础信息管理，全力配合乙方做好历史用电数据相关资料收集工作。(2)负责参考基线负荷与结算基线负荷计算、更新及管理。(3)依据需求响应结算结果，收取、发放需求响应相关费用。2.乙方责任(1)负荷聚合商应在交易平台完成注册，并提交需求响应市场履约保障凭证。(2)积极响应需求响应市场邀约，按期申报削峰或填谷响应负荷、时段、价格等信息，并根据中标结果执行。(3)按规则参与需求响应市场结算，获取响应补偿收益，承担响应不足考核。(4)负荷聚合商应整理代理
25、用户用电负荷、电量及其他相关信息。五、乙方指定需求响应市场联系人两名，负责需求响应市场邀约的执行。第一联系人姓名：联系方式：第二联系人姓名：联系方式：联系地址：六、如乙方为负荷聚合商，签署合作协议时，应一并向甲方提交附表1负荷聚合商代理用户明细表和所列代理用户需求响应市场代理协议复印件。七、在履行本协议时，如发生分歧，甲乙双方通过友好协商解决。经协商无法达成一致的，向甲方所在地法院提出申诉。八、其他未尽事宜按甘肃省电力需求响应市场实施细则执行。九、本协议自双方签字盖章之日起生效，协议有效期至签订当年12月31日。如甲、乙双方无异议，协议有效期限顺延。十、本协议一式叁份，由双方签订盖章后生效，甲乙双方各执一份，交国网甘肃省电力公司备案一份，具有同等法律效力。甲方：乙方：（盖章）（盖章）法定代表法定代表人或授权代表人或授权代表（签字）：（签字）：签订日签订日期：期：地址：地址：邮编：邮编：联系人：联系人：电话：电话：传真：传真：
