甘肃省电力市场化需求响应实施方案_15页_414kb

甘肃省电力市场化需求响应实施方案总结

核心内容

甘肃省电力市场化需求响应实施方案旨在贯彻落实国家碳达峰碳中和战略和“四个革命、一个合作”能源安全新战略，通过经济激励引导用户优化用电行为，提升负荷资源灵活调节能力，缓解电力供需压力，推动源网荷储协同互动，保障电网安全稳定运行。

主要观点

1. 目标定位

   • 形成全省最大用电负荷3%以上的需求响应能力。
   • 提升电网灵活调节能力，保障电网安全稳定运行。
   • 推动电力市场化改革，促进电力用户与电网协同。

2. 原则与机制

   • 以“安全可靠、公正公平、自愿参与、开放透明”为原则。
   • 引入市场化竞争机制，灵活运用价格杠杆。
   • 建立电力用户、虚拟电厂、其他新型主体等多层次参与体系。

3. 参与主体

   • 电力用户：具备独立电力营销户号、分时计量与数据传送条件，接入新型电力负荷管理系统。
   • 虚拟电厂（负荷聚合商）：具备法人资格、财务独立核算、信用良好，可调节能力不低于5兆瓦，单次响应时长不低于60分钟。
   • 其他新型主体：按政策完成市场注册，接入负荷管理系统后可参与需求响应。

关键信息

一、参与方式

• 电力用户：完成账号注册与基础信息录入，经电网企业审核后签订合作协议，可直接或通过代理参与。
• 虚拟电厂：完成账号注册与基础信息录入，组织代理用户签订代理协议，上传至系统后经电网企业审核，可参与需求响应。
• 申报要求：申报时段最小单位为1小时，电力申报值不得高于最大响应能力，价格申报区间为0-1000元/兆瓦时（削峰）或0-1500元/兆瓦时（应急）。

二、实施流程

1. 启动条件：全省出现电力供需平衡缺口（不包括紧急事故）。
2. 邀约流程：
   • 约定响应：电力调度机构于D-1日14:30前发布需求响应信息，参与主体于16:00前申报，电网企业于17:00前完成出清，18:00前发布中标信息。
   • 应急响应：电力调度机构于D日T-4小时前发布信息，参与主体于T-3小时前申报，电网企业于T-2小时前完成出清，T-1小时前发布中标信息。
3. 响应中止：在组织或调用4小时前可取消约定响应，应急响应不可取消。
4. 响应执行与评价：
   • 基线负荷计算以最近5个正常日为参考，剔除异常样本。
   • 实际响应负荷为基线负荷与实际负荷的差值，按小时计算响应率。
5. 费用结算：
   • 采用“日清月结”模式，以电网企业电能计量装置为依据。
   • 补偿费用=响应费用+考核费用，响应费用按负荷响应率确定折算系数，考核费用对未达标部分进行考核。
   • 新型主体与代理用户的结算按协议约定比例分配，且分成比例总和为100%。

三、费用分摊

• 补偿费用由工商业用户、市场化发电主体（不含分布式光伏、直流配套电源和电网侧储能）、电网侧储能共同分摊。
• 单个主体度电分摊上限为0.01元/千瓦时，超过部分不再分摊。
• 月度分摊总费用不足0.01元时，当月不进行分摊，次月滚动回收。

四、结算信息发布

• 日结算：响应结束后3个工作日内发布执行结果，公示1天。
• 月度结算：M+1月第18个工作日前发布，公示3天，M+2月完成补偿费用发放。
• 差错处理：追溯期原则上不超过12个月。

五、组织保障

1. 宣传动员：工信部门和供电公司需积极宣传政策，动员用户参与。
2. 技术支撑：电力公司需保障平台稳定运行，虚拟电厂需提供技术支持。
3. 跟踪监督：工信部门和供电公司需跟踪执行情况，电网公司需加强全过程运行管控，定期报告运行情况。

附件说明

• 附件1：《电力市场化需求响应合作协议》（参考文本），明确电力用户与电网企业的权责关系。
• 附件2：《电力市场化需求响应代理协议》（参考文本），明确代理用户与虚拟电厂等新型主体之间的合作与分成机制。

结语

本方案自印发之日起执行，由甘肃省工业和信息化厅负责解释，旨在通过市场化机制提升电力系统灵活性，推动电力用户积极参与需求响应，助力实现绿色低碳、安全高效的电力系统运行目标。