鑽石舞台

北極星儲能網獲悉，9月23日，內蒙古自治區能源局發布《內蒙古自治區蒙東電網電力市場化需求側響應實施細則》意見建議的公告。公告指出，按照「需求響應優先、有序用電保底」原則，實現需求側響應資源的優化配置。

響應單元對應響應資源的可響應容量申報補貼單價，單位為元/kWh，交易限價0-1元/kWh，後期根據情況調整。

根據實際響應量與申報響應量的比值，給予不同的補償強度。

參與主體在響應時段同時滿足以下三個條件則認定為有效響應：一是最大負荷小於基線最大負荷，二是平均負荷小於基線平均負荷，且實際負荷響應率不小於80%，三是響應時長為全時段響應。

當實際負荷響應率低於80%時，響應無效；

當實際負荷響應率在80%（含）-120%（含）之間時，按有效響應電力進行補償；

當實際負荷響應率在120%（不含）以上時，120%以內部分按有效響應電力進行補償，120%-150%部分按有效響應電力乘以0.8倍進行補貼。超出150%部分不予補貼。

註：實際負荷響應率=參與主體實際平均響應負荷/申報響應容量*100%；用戶實際平均響應負荷：用戶響應時段內平均負荷與基線平均負荷差值的絕對值。

原文如下：

關於徵求《內蒙古自治區蒙東電網電力市場化需求側響應實施細則》意見建議的公告

為優化電力資源配置，深化電力負荷管理，保障電力安全穩定供應，滿足經濟社會用電需求，依據《電力需求側管理辦法》（發改運行規〔2017〕1690號）等有關要求，自治區能源局起草了《內蒙古自治區蒙東電網電力市場化需求側響應實施細則（徵求意見稿）》。

從即日起向社會廣泛徵求意見。請於2022年10月8日前將修改意見或建議通過電子郵件或傳真方式反饋內蒙古自治區能源局。

聯繫人：齊雲

聯繫電話：0471-5222030，0471-6659119（傳真）

電子郵箱：nmgnyjdlc@126.com

附件：《內蒙古自治區蒙東電網電力市場化需求側響應實施細則》

內蒙古自治區能源局

2022年9月23日

附件

內蒙古自治區蒙東電網電力市場化需求側響應實施細則

第一章 總 則

第一條 為優化電力資源配置，深化電力負荷管理，保障電力安全穩定供應，滿足經濟社會發展用電需求，依據《電力需求側管理辦法（修訂版）》（發改運行規〔2017〕1690號）等有關要求，制定本實施細則。

第二條 按照公平、公正、自願原則，符合條件的市場用戶均可以加入需求側響應資源庫。

第三條 需求側響應方式為日前、日內削峰響應，針對需求側響應資源庫內參與主體開展，應對蒙東電網電力供應不足及主要斷面過載風險。

第四條 按照「需求響應優先、有序用電保底」原則，實現需求側響應資源的優化配置。

第二章需求側響應資源庫用戶條件

第五條 需求側響應參與主體包括電力大用戶、負荷聚合商及虛擬電廠，應具備以下條件：

（一）具有獨立法人資格、獨立財務核算、信用良好、能夠獨立承擔民事責任的經濟實體；

（二）電力大用戶應為參與內蒙古東部電力交易批發市場直接交易電力用戶，通過調節自有負荷進行需求側響應，單次響應持續時間不低於1小時，同時具備獨立采控計量條件；

（三）負荷聚合商總調節能力不低於2000kW，單日累計持續響應時間不低於1小時，所代理電力用戶具備獨立采控計量條件；

（四）虛擬電廠要求總調節能力不低於2000kW,單日累計持續響應時間不低於1小時；

（五）虛擬電廠應具備和需求側響應平台進行數據交互的技術支持系統，並滿足系統接入的基本要求，功能包括負荷在線監測、負荷優化調控、分布式能源協同控制、合同管理、執行結果管理、系統管理等。

（六）零售電力用戶應以售電公司作為負荷聚合商或虛擬電廠主體參與需求側響應，售電公司與所代理零售電力用戶之間需求響應補貼方式應在其代理合同中明確。

第六條 參與主體應履行以下職責：

（一）簽訂和履行需求側響應協議；

（二）管控和運營響應資源，確保安全可靠；

（三）按規定披露和提供需求側響應信息；

（四）服從電力需求側響應管理規定。

第七條 電網企業作為需求側響應的具體實施部門，履行以下職責：

（一）國網內蒙古東部電力有限公司成立省、市兩級負荷管理中心，建設運營省級智慧能源服務平台和新型電力負荷管理系統，負責蒙東四盟市需求響應可調節負荷資源池、有序用電可中斷負荷資源池建設，構建全業務、全區域、全時間尺度的電力負荷管理模式。

（二）與參與主體簽訂需求側響應協議，接入響應資源庫；

（三）組織開展需求側響應交易；

（四）開展信息披露、安全校核及運行監視控制；

（五）建設運維相關技術支持系統。

第三章註冊及管理

第八條 電力大用戶、負荷聚合商、虛擬電廠在電網企業註冊進入需求側響應資源庫。

第九條 電力大用戶註冊信息包括：用電戶號、用電戶名、計量點號、結算戶名、電壓等級、用電性質、最大調節容量、資源類型、資源所屬地區等。

負荷聚合商及虛擬電廠註冊信息包括：註冊申請表、信用承諾書、企業基本情況說明、公司章程、法定代表人或負責人身份證件及身份證明、營業執照、企業經營場所的房產證件或租賃協議、資產證明、企業及從業人員資質情況及證明、在該地區內零售市場代理關係、響應單元代理關係或資產從屬關係、響應單元的實際控制關係信息、需求側響應代理合同等。

第十條 參與主體註冊與變更。

（一）電網企業在需求側管理平台組織開展首次集中註冊。

（二）首次集中註冊後，符合條件的用戶每月15日前均可向電網企業提交註冊申請，經審核後次月生效。

（三）註冊信息發生變化時，參與主體每月15日前向電網企業申請註冊信息變更，重大變更信息經審核後次月生效。

第十一條 需求側響應評價。

（一）電網企業定期對參與主體響應能力進行評價，並通過需求側響應平台以公開信息披露；

（二）評價指標包括響應資源參與率、交易活躍度、執行率、最大響應量等。

第四章日前需求側響應執行

第十二條 啟動條件。

（一）預計運行日存在電力供應不足風險；

（二）預計運行日主要斷面存在過載風險；

（三）其它系統安全需要。

第十三條 發布邀約。

（一）發布時間。邀約日（D-1日）12:00 前，需求側響應平台向資源庫內參與主體發布運行日（D日）日前響應邀約信息；

（二）發布內容。根據運行日電力缺口預測值確定需求容量、需求時段（以1小時作為起止時間）、需求地區（按行政區劃）等。

第十四條 響應申報。

（一）申報時間。邀約日15:00前，電網企業組織資源庫內參與主體以響應單元為單位提交申報信息；

（二）申報內容。參與主體在每個連續需求時段僅提交一份申報信息。申報信息包括：

1.響應容量。響應單元對應響應資源的可響應容量之和，單位為kW。

2.響應時長。響應單元最大/最小可連續響應的時長，單位為h。

3.申報單價。響應單元對應響應資源的可響應容量申報補貼單價，單位為元/kWh，交易限價0-1元/kWh，後期根據情況調整。

第十五條 響應確定。

（一）響應確定時間。邀約日17:00前確定響應結果；

（二）響應確定模式。按照「價格優先、容量優先、時間優先」原則，先按申報價格由低到高排序；報價相同時，再按容量由大到小排序；容量相同時，再按申報時間次序依次中標。

（三）響應確定價格。採用邊際出清定價模式，出清價格為市場中最後一家市場主體的申報價格。

第十六條 結果發布。邀約日17:30前，電網企業向參與主體發布日前響應結果。公有信息包括各時段總響應容量、響應時段等；私有信息包括各主體的響應容量和響應時段等。

第十七條 響應取消或調減。若因天氣原因、新能源預測等供需邊界改變，預計運行日電力供應滿足需求、缺口風險可控，電網企業在需求側響應前4小時取消或調減日前響應結果，向參與主體發布通知。

第五章 日內需求側響應執行

第十八條 啟動條件。

（一）預計日前需求側響應不足；

（二）其它系統安全需要。

第十九條 發布邀約。

（一）發布時間。運行日（D日）出現電力缺口時間的前3小時，需求側響應平台向資源庫內參與主體發布運行日日內響應邀約信息；

（二）發布內容。根據運行日電力缺口預測值、日前需求側響應總容量確定日內需求容量、需求時段（以1小時作為起止時間）、需求地區（按行政區劃）等。

第二十條 響應申報。

（一）申報時間。邀約發布1小時內，電網企業組織資源庫內參與主體以響應單元為單位提交申報信息；

（二）申報內容。參與主體在每個連續需求時段僅提交一份申報信息。申報信息包括：

1.響應容量。響應單元對應響應資源的可響應容量之和，單位為kW。

2.響應時長。響應單元最大/最小可連續響應的時長，單位為h。

3.申報單價。響應單元對應響應資源的可響應容量申報補貼單價，單位為元/kWh，交易限價0-1元/kWh，後期根據情況調整。

第二十一條 響應確定。

（一）響應確定時間。申報完成0.5小時內，確定響應結果；

（二）響應確定模式。按照「價格優先、容量優先、時間優先」原則，先按申報價格由低到高排序；報價相同時，再按容量由大到小排序；容量相同時，再按申報時間次序依次中標。

（三）響應確定價格。採用邊際出清定價模式，出清價格為市場中最後一家市場主體的申報價格。

第二十二條 結果發布。電網企業向參與主體發布日內響應結果。公有信息包括各時段總響應容量、響應時段等；私有信息包括各主體的響應容量和響應時段等。

第六章 響應效果評估

第二十三條 根據實際響應量與申報響應量的比值，給予不同的補償強度。

參與主體在響應時段同時滿足以下三個條件則認定為有效響應：一是最大負荷小於基線最大負荷，二是平均負荷小於基線平均負荷，且實際負荷響應率不小於80%，三是響應時長為全時段響應。

當實際負荷響應率低於80%時，響應無效；

當實際負荷響應率在80%（含）-120%（含）之間時，按有效響應電力進行補償；

當實際負荷響應率在120%（不含）以上時，120%以內部分按有效響應電力進行補償，120%-150%部分按有效響應電力乘以0.8倍進行補貼。超出150%部分不予補貼。

註：實際負荷響應率=參與主體實際平均響應負荷/申報響應容量*100%；用戶實際平均響應負荷：用戶響應時段內平均負荷與基線平均負荷差值的絕對值。

第二十四條 電網企業按年度匯總響應結果，參與主體確認。如電能表計終端採集數據有誤，參與主體需要提供相關證明材料，並加蓋公司公章，由內蒙古自治區能源局協同電網企業進行核定，若認定相關材料真實合理，則採納並進行公示。

第七章 組織保障

第二十五條 需求側響應補貼資金採用沖抵內蒙古東部電力市場差額資金方式解決。

（一）參與主體需求側響應補貼資金用於沖抵該主體當年累計差額資金。

（二）參與主體當年累計差額資金不足時，未沖抵部分清零處理。

（三）其餘用電側差額資金按照《內蒙古東部地區電力中長期交易規則》執行。如遇不可抗力，影響補貼資金髮放時，按相關文件執行。

第二十七條 參與主體因參與需求側響應產生的中長期交易偏差電量考核部分予以免除。

第二十八條 自治區能源局會同自治區工業和信息化廳，組織需求側響應工作，電網企業負責具體實施。

第二十九條 電網公司按月開展需求側響應效果評估，以負荷基線與實際響應時段負荷曲線差值計算有效響應容量和電量。同一響應資源不得重複參與需求側響應，對於不正當謀取利益的將進行約談、暫停資格並回收其收益，即取消其沖抵差額資金收益，並在後續月度補繳。

第八章 附則

第三十條 本細則由內蒙古自治區能源局、工業和信息化廳負責解釋。

第三十一條 本細則自印發之日起實施。

附件：1．名詞解釋

2．基線負荷計算規則

附件1

名詞解釋

一、電力需求側響應。指電力大用戶、負荷聚合商、虛擬電廠等用戶側調節資源針對市場價格或激勵機製做出響應，並主動改變常規電力消費模式的市場行為。

二、需求側響應資源（以下簡稱「響應資源」）。指具備負荷調節能力的用戶側資源，包括高載能工業負荷、工商業可調節負荷、用戶側儲能、電動汽車充電網絡、產業園區、數據中心、5G基站等。

三、需求側響應主體。參與需求側響應的主體包括電力大用戶、負荷聚合商和虛擬電廠。

四、電力大用戶。參與內蒙古東部電力交易批發市場直接交易電力用戶，通過調節自有負荷進行需求側響應。

五、負荷聚合商。現階段參與需求側響應的負荷聚合商為具有蒙東電力市場化交易資格的售電公司，可代理電力大用戶、中小用戶參與需求側響應。

六、虛擬電廠。指具有負荷聚合、管理能力，能夠將不同空間的快速可調節負荷、儲能、電動汽車、源網荷儲、分布式電源等一種或多種資源聚合起來，按照市場出清結果實現自主協調優化控制的智慧能源虛擬實體。現階段，參與需求側響應的虛擬電廠為具有蒙東電力市場化交易資格的售電公司。

七、響應單元。響應單元為需求側響應申報、出清、執行、監視的最小單位，目前為用戶戶號。

八、基線負荷。指未實施需求側響應和有序用電時電力用戶的平均用電負荷，是判定需求側響應執行效果的依據。

附件2

基線負荷計算規則

用戶計量裝置具備約定時刻凍結電能量數據和96點基線負荷曲線，滿足用電信息採集系統數據採集完整性要求，如出現採集數據缺失則按前一個同類型日的採集數據進行擬合。

工作日基線：選取邀約日的前5個正常工作日組成基線參考日集合。計算每一參考日在需求響應時段的平均負荷Pavi，以及5個參考日在需求響應時段的平均負荷Pav。若任一個Pavi<0.75*Pav，則將該日從參考日集合剔除，同時，向前依次遞推一個正常工作日，直到選滿符合要求的5個參考日。原則上向前遞推不超過45天，若不能選滿5天，則選擇4天作為參考日；若仍不滿足，則將最近的節假日或響應日也視作工作日進行計算。參考日選定後，在參考日集合中剔除響應時段平均負荷值最低的參考日，並將剩餘參考日的負荷平均後得到基線負荷。

非工作日（國家法定節假日除外）基線：響應日為周六時選取邀約日的前3個周六作為基線計算參考日，基線計算方法與工作日相同。響應日為周日時同響應日為周六算法。

國家法定節假日基線：以上一年同一節假日且非響應日對應時段的算術平均負荷為響應基線，若均開展需求響應，再向前遞推一年。