贵州省电力需求响应交易方案（2025年版）（征求意见稿）

关于公开征求《贵州省电力需求响应交易方案（2025年版）（征求意见稿）》意见的通知

为进一步深化电力需求侧管理，促进电力供需平衡和电力系统安全稳定运行，充分发挥市场机制调节电力供需平衡的重要作用，根据《电力负荷管理办法（2023版）》、《电力需求侧管理办法（2023版）》规定，结合我省电力供需形势和市场化改革实际，我局组织起草了《贵州省电力需求响应交易方案（2025年版）（征求意见稿）》，现向社会公开征求意见，时间为2025年5月9日至6月9日。欢迎有关单位和社会各界人士提出宝贵意见建议，通过电子邮件等形式反馈省能源局经济运行协调处。

感谢您的参与和支持！

联系方式：省能源局经济运行协调处姜筑瀚，0851-86821695

邮箱：673356210@qq.com

附件：1.贵州省电力需求响应交易方案（2025年版）.doc

2.贵州省电力需求响应交易方案（2025年版）起草说明.docx

贵州省电力需求响应交易方案（2025年版）

（征求意见稿）

为进一步深化电力需求侧管理，提高电网调节能力，优化资源配置，促进电力供需平衡和电力系统安全稳定运行，充分发挥市场机制调节电力供需平衡的重要作用，根据《电力负荷管理办法（2023版）》、《电力需求侧管理办法（2023版）》规定，结合我省电力供需形势和市场化改革实际，特制定本实施方案。

一、工作目标

（一）完善需求响应体系。坚持安全可靠、公正平等、开放透明，优化需求响应工作机制，激励各类主体主动参与电力需求响应，统筹兼顾电力安全与经济增长。

（二）缓解电力供需矛盾。充分发挥需求响应作用，形成最大用电负荷5%的需求响应能力。

（三）坚持公平公正。坚持“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的原则，在实施过程中相关市场成员严格执行相关法律政策和规则，对所有参与电力用户实现公平公正。

二、组织实施

本方案所指电力需求响应为削峰、填谷类需求响应，全省或局部范围出现电力供需平衡缺口，视情况启动。

（一）响应主体

1.电力用户。具有独立省内电力营销户号，设置独立计量点，已实现电能在线监测，接入新型电力负荷管理系统。

2.虚拟电厂运营商。具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能独立承担民事责任，且经省电力负荷管理中心审核通过；聚合响应资源不低于1万千瓦；具备相关运营系统，对代理用户有负荷监测、调控能力，并接入新型电力负荷管理系统。

虚拟电厂运营商的市场准入条件应满足国家或省内相关规范文件要求。

（二）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商业可调节负荷、建筑楼宇负荷、储能负荷、虚拟电厂、电动汽车充电设施等。

（三）交易品种

交易品种分为邀约型削峰、实时型（可中断）削峰、邀约型填谷、实时型填谷四类。其中实时型的填谷类需优先启动现货中长期交易。

（四）价格标准

1.邀约型削峰响应补偿价格上限为2.0元/千瓦时。

2.邀约型填谷响应补偿标准单位为千瓦/次，用户按单段报价方式确定上下限，最终补偿标准由当次市场竞价形成。

3.实时性型削峰、填谷响应价格上下限综合响应时间、响应容量、电能量市场进行研判确定。

（五）启动条件

原则上优先启动邀约型需求响应，紧急情况下可启动实时型（可中断）需求响应。

电力缺口在执行日（D 日）前一天（D-1 日）10:00 前发布的，组织邀约型削峰响应。

电力缺口不满足在执行日（D 日）前一天（D-1 日）10:00前发布要求的，组织实时型（可中断）削峰响应。

清洁能源消纳困难时，为保障电网实时平衡，按需组织邀约型填谷或实时型填谷需求响应。

三、效果评估

（一）基线计算。基线负荷、测量负荷以小时平均功率计算，即小时电量/1h。单个需求响应资源的负荷，包含用电编号下所有参与市场化交易的计量点负荷。

（二）样本数据。根据需求响应时间，将样本日的日期类型划分为工作日和周末、节假日。如果是工作日，取最近5个工作日作为计算样本数据；如果是节假日（含周末），取最近3个节假日（含周末）计算样本数据。

（三）评估标准。实际响应容量由基线负荷与实际测量负荷之差确定，按小时计算，具体计算公式如下：

实际响应容量=D-2日发布的基线负荷－实际测量负荷

若该小时实际响应容量大于等于中标响应容量的 R1 （50%，参数可动态调节，下同）且小于R2（70%）,该小时实际响应容量的N（60%）计入有效响应容量；若该小时实际响应容量大于等于中标响应容量的R2（70%）且小于等于 R3（120%），该小时实际响应容量全部计入有效响应容量；若该小时实际响应容量大于中标响应容量的R3（120%），该小时有效响应容量计为中标响应容量的R3（120%）。对于实际响应容量未达到中标响应容量的R1（50%），视为无效响应。

四、考核及申诉

（一）考核方式

当实际响应容量未达到中标响应容量的R1（50%）时，对中标虚拟电厂和批发用户的无效响应容量进行考核，考核费用按小时计算，具体计算公式如下：各小时考核费用=（中标响应容量×R1—实际响应容量）×出清价格×M（0.5），其中M为惩罚因子，并视市场运行情况调整。考核费用日清月结。

零售电力用户按照虚拟电厂运营商代理其申报容量和出清价格进行考核，作为其与虚拟电厂之间调用收益分成使用。

（二）执行结果披露和申诉

月度结算前，市场主体对需求响应结果存在异议，可在收到清算单后1个工作日内向交易中心或属地供电局提出申诉。用户申诉内容涉及基线负荷、测量负荷范畴的由负荷管理中心、调度中心负责核实处理。用户申诉内容涉及需求响应调用费用计算的，由交易中心进行核实处理。

五、结算

需求响应的费用按照当月结算、次月公示、次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费用，自动转存为预存电费。

交易中心根据响应结果测算响应费用，出具结算依据。

需求响应中标并提供有效响应容量的市场主体，按小时计算调用收益，具体计算公式如下：

虚拟电厂运营商的调用收益=∑各虚拟电厂的调用收益=∑各虚拟电厂有效响应容量×响应价格×响应时间-考核费用

批发用户的调用收益=∑各电力用户有效响应容量×响应价格×响应时间-考核费用

需求响应总调用收益=∑负荷聚集商的调用收益+∑批发用户的调用收益。虚拟电厂与零售电力用户之间先进行调用收益（含考核费用）的缩放处理，再按零售合同约定的分成比例计算调用收益分成。

六、资金来源

按照“谁提供、谁获利、谁受益、谁承担”原则，削峰类需求响应资金原则上由全体工商业用户按照月度冻结用电量（扣除月度负荷管理电量后）计算度电分摊价格。填谷类需求响应资金由所有发电企业按月度上网电量分摊。分摊价格通过需求响应平台或南方区域统一电力交易平台公示，公示无异议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（扣除月度负荷管理电量后）与度电分摊价格计算有效需求响应的分摊费用。当月度分摊价格超过0.01元/千瓦时，原则上当月不再组织需求响应。

七、有关衔接

（一）与有序用电的衔接

1.与日前有序用电的衔接

当日前出清的需求响应量仍不满足系统安全需要时，电网企业按照省政府主管部门下达的有序用电方案，结合系统供应能力计算响应日各地区有序用电计划，扣除该地区符合条件的需求响应中标资源容量后，形成响应日各地区有序用电正式计划并下发各地市供电局执行。

2.与实时有序用电的衔接

当实际需求响应执行不到位时，电网企业按照地区政府主管部门印发的有序用电方案执行。

（二）与电能量市场的衔接

当代理零售用户中标需求响应时，售电公司在电能量市场中的日前结算电量调整为日前申报电量减去代理用户日前邀约削峰型需求响应交易中标量。实时偏差电量按实时统一结算点电价计算实时电能量电费。

（三）与交易电费结算的衔接

月度市场化交易用户需求响应补助资金分摊费用，作为用户市场化交易电费的组成部分在交易结算依据中单列，月清月结。