海南省电力需求响应实施细则-全文、合作协议、代理合同模板（征求.docx

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1、附件海南省电力需求响应实施细则第一章总则第一条需求响应是指应对短时的电力供需紧张、可再生能源电力消纳困难等情况，通过经济激励为主的措施，引导电力用户根据电力系统运行的需求自愿调整用电行为，实现削峰填谷，提高电力系统灵活性，保障电力系统安全稳定运行，促进可再生能源电力消纳。第二条为优化电力资源配置，提升需求侧管理能力，保障电力安全稳定供应，依据电力负荷管理办法（2023年版）（发改运行规20231261号）、电力需求侧管理办法（2023年版）（发改运行规20231283号）等规定，结合海南电力供需形势及海南省2023年电力需求响应实施方案（试行）（琼发改运行2023423号）运行情况，制定本实施

2、细则。第三条遵循“政府主导、电网组织、市场运作、用户参与”原则，由省发展改革委统筹，电网企业组织实施，鼓励多元主体灵活参与，激活需求侧调节能力，构建“需求响应优先、有序用电保底”的电力平衡保障模式。第四条需求响应执行程序一般包括响应启动、邀约确认、响应执行、过程监测、效果评估、结果公示、资金发放等环节。第二章市场成员第五条需求响应市场成员包括电网企业、市场运营机构及经营主体三类。电网企业指海南电网有限责任公司以及地方供电企业（包含增量配电网）。市场运营机构包括电力负荷管理中心、电力交易中心、电力调度中心。经营主体包括电力用户、负荷聚合商、虚拟电厂等。第六条电网企业职责（一）负责出资建设需求响应

3、相关技术支持系统；（二）配合省发展改革委开展需求响应评价、需求响应实施细则制定及优化等工作；（三）根据电力供需形势，适时向省发展改革委提出需求响应启动建议；（四）根据本细则开展资金结算发放等工作；（五）负责组织所属供电单位对负荷管理装置运行状态进行监测检查；（六）协调市场运营机构做好需求响应相关支撑工作。第七条（省级）电力负荷管理中心职责（一）负责需求响应资源池建设；（二）组织经营主体开展需求响应协议签订工作；（三）对经营主体需求响应能力进行核验、对经营主体申报结果进行审核；（四）负责需求响应工作的组织和实施；（五）负责经营主体基线负荷认定；（六）负责执行过程监测并指导中标用户实施响应；（七）

4、负责组织虚拟电厂调节能力认定，并出具检测报告；（八）负责新型电力负荷管理系统建设、运维等支撑工作；（九）负责市县电力负荷管理中心运转协调。第八条电力交易中心职责（一）负责经营主体入市注册审核，响应需求信息及中标结果信息披露；（二）负责出具需求响应日清算、月结算依据；（三）负责根据职责范围完善“南方区域电力交易平台”相关功能。第九条电力调度中心职责（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）负责交易出清、安全校核；（三）负责根据职责范围完善调度系统相关功能。第十条电力用户职责（一）自愿参与市场，签订需求响应协议，进行用户注册与响应能力的申报，也可通过负荷聚合商代理参与市场（一户电

5、力用户仅能由一个负荷聚合商或虚拟电厂代理参与需求响应交易）；（二）服从电力负荷管理中心的统一管理，根据交易结果按时执行需求响应，获取需求响应补贴；（三）提供需求响应所必须的响应能力及相关负荷信息;（四）承担参与需求响应期间生产安全责任；（五）严格遵守国家及海南省有关电力需求侧管理规定,维护市场秩序。第十一条负荷聚合商职责（一）按规则参与需求响应交易，签订并履行需求响应协议、代理合同，做好响应资源管控和运营，根据交易结果按时执行需求响应；（二）确保接入新型电力负荷管理系统的相关控制设备和技术系统安全可靠；（三）提供需求响应所必须的响应能力及相关负荷信息;（四）按照本细则参与电力需求响应并获得相应

6、收益；（五）承担参与需求响应期间生产安全责任；（六）严格遵守国家及海南省有关电力需求侧管理规定,维护市场秩序。第十二条虚拟电厂职责（一）与代理用户签订代理合同，具备可观、可测、可调、可控能力，并向省级电力负荷管理中心提供相应信息接口；（二）提供需求响应所必须的响应能力及相关负荷信息,保证提交材料的真实性、完整性；（三）按要求配合省级电力负荷管理中心开展能力检测及认定、资源接入等工作，确保接入新型电力负荷管理系统的技术系统安全可靠；（四）与电网企业签订合作协议，并按规则参与需求响应交易，做好响应资源管控和运营，根据交易结果按时执行需求响应；（五）按照本细则参与电力需求响应的虚拟电厂获得相应收益。

7、（六）承担参与需求响应期间生产安全责任；（七）严格遵守国家及海南省有关电力需求侧管理规定,维护市场秩序。第三章市场管理第十三条需求响应资源需求响应资源包含工业生产领域中生产、辅助、办公生活等用电负荷，建筑楼宇中的集中式空调、分散式空调等制冷用电负荷，冰蓄冷、储能设施，电动汽车充电桩、V2G电动汽车等智慧用电设施。鼓励“两高”项目资源注册并优先参与需求响应。第十四条准入条件（一）电力用户。在南方电网营销管理系统具有省内独立的电力营销户号。具备电量分时计量与数据传送条件，数据准确性与可靠性应能满足交易要求。原则上直接参与需求响应最小响应能力不低于50千瓦，响应时长不低于1小时。10千伏及以上的电力

8、用户可直接参与需求响应，也可通过负荷聚合商或虚拟电厂代理参与，供电电压等级在10千伏以下的电力用户由负荷聚合商或虚拟电厂代理参与需求响应。（二）负荷聚合商。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，具体准入条件暂按售电公司有关要求执行，其代理的用户应满足参与需求响应电力用户的准入条件。原则上负荷聚合商最小响应能力不低于100O千瓦，响应时长不低于1小时。（三）虚拟电厂。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的负荷聚合商、售电公司或电力用户均可注册成为虚拟电厂，实现可调节负荷、新型储能、分布式电源、电动汽车等需求侧资源的聚合、协调，可聚合资源需通过省级电力负

9、荷管理中心认定，原则上总调节能力不低于1000千瓦。（四）参加日内紧急（可中断负荷）削峰响应的经营主体应具备电网直接控制条件，经省级电力负荷管理中心校验通过，并接入新型电力负荷管理系统。不具备电网直接控制条件的，电力用户按自身产权范围出资开展建设，具备条件后方可申请参加日内紧急（可中断负荷）削峰需求响应。第十五条需求响应注册（一）响应资源注册。满足准入条件的经营主体以“用电户号+结算户号”为交易单元在“南方区域电力交易平台”上注册为需求响应用户。响应资源的注册信息包括用电户号、结算户号、电压等级、用电性质、资源类型、资源所属地区、最大响应能力、最小响应能力、可响应时段、最大响应时长、最小响应时

10、长等。（二）经营主体信息变更。经营主体变更注册信息时,通过“南方区域电力交易平台”发起变更申请，经电力交易中心审核生效，变更审核期间不允许参与电力需求响应。（三）需求响应协议。电力用户、负荷聚合商、虚拟电厂参与需求响应前，应与电网企业签订需求响应合作协议,包括但不仅限于各方权利、义务、违约责任等信息。（四）需求响应代理。负荷聚合商、虚拟电厂与其代理的电力用户应签订需求响应代理合同，作为需求响应零售交易及结算的执行依据。合同信息包括但不仅限于收益分成比例信息。第四章需求响应交易第十六条交易品种按照需求响应的使用场景和调用方式，将需求响应分为日前响应和日内响应两类，按照响应邀约方式分为约定型响应和

11、邀约型响应。交易品种分为约定型削峰、日前邀约削峰、日内紧急（可中断负荷）削峰、日前邀约填谷、日内紧急填谷五类。第十七条补偿标准约定型削峰响应采用电量补偿+容量补偿方式，日前邀约响应和日内紧急响应采用电量补偿方式，电量补偿标准单位为元/千瓦时，容量补偿标准单位为元/千瓦。（一）约定型削峰响应。为了应对电力供需硬缺口，提前约定并储备的需求响应资源，按照“一次申报、周期滚动、日前调用”的原则，固定补偿价格为1.0元/千瓦时，按照调用电量进行补偿。执行需求响应当月，未调用部分享受备用容量补偿，补偿标准为0.3元/千瓦月。（二）日前邀约削峰响应。为了应对可预见的电力供需缺口，提前两天邀约用户进行削峰，按

12、照单次响应的出清价格和响应电量进行补偿，补偿单价上限为1.5元/千瓦时。（三）日内紧急（可中断负荷）削峰响应。为了应对紧急发生的电力供需缺口，缺口发生当天邀约用户进行削峰。按照单次响应的出清价格和响应电量进行补偿，补偿单价上限为2元/千瓦时。（四）日前邀约填谷响应。为了应对可预见的电力消纳问题，提前两天邀约用户进行填谷。按照单次响应的出清价格和响应电量进行补偿，补偿单价上限为0.3元/千瓦时。（五）日内紧急填谷响应。为了应对紧急发生的电力消纳问题，当天紧急邀约用户进行填谷，按照单次响应的出清价格和响应电量进行补偿,补偿单价上限为0.4元/千瓦时。第五章需求响应实施第十八条启动条件（一）削峰类响

13、应启动条件：当充分挖掘发电端供电能力以及省外电力支援的情况下，全省或局部范围呈现电力供需平衡缺口（不包含发生全网或局部电网紧急事故状态下的电力缺口情况），电力调度中心研判并发出电力缺口信息,电网企业报省发展改革委批准后可按需发起约定型或邀约型削峰响应（含日前邀约削峰和日内紧急削峰）。（二）填谷类响应启动条件：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时，电网企业根据电力调度中心研判的电力富余情况，报省发展改革委批准后按需发起日前填谷或日内紧急填谷响应。（三）在充分挖掘发电端供电能力以及省外电力支援的情况下，电力存在硬缺口时（一周内超过

14、5天存在电力缺口），原则上优先组织约定型需求响应。电力缺口在执行日（D日）前两天（D-2日）12:00前发布的，组织日前邀约响应。电力缺口不满足在执行日（D日）前两天（D-2日）12:00前发布要求的，组织日内紧急响应。第十九条约定型需求响应实施流程（一）缺口预测。原则上每年4月前，电力调度中心向省级电力负荷管理中心发布研判的月度缺口信息，电网企业报省发展改革委同意后组织约定型需求响应申报。（二）需求发布。省级电力负荷管理中心原则上每年4月前（必要时可按月开展）组织电力交易中心通过“南方区域电力交易平台”发布邀约。（三）市场申报。按照“一次申报、周期滚动、日前调用”原则，经营主体申报迎峰度夏期

15、间（或次月）参与约定型需求响应，申报信息包括但不仅限于参与的需求响应资源组合、响应容量、响应时间段。（四）市场出清。电力调度中心开展需求响应出清，按照申报的“负荷控制、时间、容量”优先顺序依次进行成交，直至满足响应容量需求，电力交易中心发布需求响应交易成交结果通知书。省级电力负荷管理中心按月持续监测约定需求响应中标主体的用电状态，中标时段当月平均负荷不应低于中标备用容量，否则视为无效容量，不给予补贴。（五）响应执行。进入迎峰度夏用电紧张时期，经省发改委同意确定次日要实施约定型需求响应时，省级电力负荷管理中心于响应日前一天通过电话、短信、人工通知等方式通知经营主体，经营主体按约定调控负荷。第二十条日前邀约需求响应实施流程（一）缺口发现。电力调度中心在需求发布日（D-2日）前根据全省统调负荷预测，测算响应日（D日）初步电力缺口，并在（D-2日）12:00前电力调度中心向省级电力负荷管理中心发布缺口需求，电网企业及时报省发展改革委同意后启动需求响应。（二）需求发布。省级电力负荷管理中心向电力交易中心提供需求响应信息，（D-2日）15:00前，电力交易中心向经营主体披露运行日（D日）日前邀约响应需求信息。（三）市场申报。需求发布后，竞价日（D-1日）12:00前，经营主体在“南方区域电力交易平台”提交申报信息，已接入新型电力负荷管理系统的需提交开关控制顺序。经营主体申报信息包括但不仅限于