安徽省能源局关于印发安徽省电力需求
响应实施方案（试行）的通知
安徽省能源局
2022年1月18日
各市电力运行主管部门，省电力公司、各市供电公司，有关企业：
为贯彻落实国家“碳达峰、碳中和”战略目标，引导电力用户积极参与电力需求响应，挖掘需求侧负荷调节能力，保障电力供需平衡和电网安全稳定运行，省能源局组织制定了《安徽省电力需求响应实施方案（试行）》。现印发给你们，请认真贯彻执行。
安徽省电力需求响应实施方案（试行）
为贯彻落实国家“碳达峰、碳中和”战略目标，构建以新能源为主体的新型电力系统，进一步优化电力资源配置，促进可再生能源消纳，缓解电网运行压力，顺利实现全省电力迎峰度夏（冬），根据国家《电力需求侧管理办法（修订版）》（发改运行规〔2017〕1690号）、《安徽省电力需求侧管理实施细则（修订版）》（皖发改能源规〔2021〕3号）及《安徽省发展改革委安徽省能源局关于工商业用户试行季节性尖峰电价和需求响应补偿电价的通知》（皖发改价格〔2021〕519号）等文件要求，结合我省实际，制定本方案。
一、总体要求
电力需求响应是指电力用户根据价格信号或激励机制，主动改变其固有的习惯用电模式，减少（增加）用电，从而促进电力供需平衡、保障电网稳定运行的行为。根据响应通知时间，电力需求响应分为约时需求响应和实时需求响应；根据电网运行需要，电力需求响应分为削峰需求响应和填谷需求响应。
按照“安全可靠、自愿参与、公平公正”和“需求响应优先、有序用电保底”的原则，在全省范围内开展电力需求响应工作，运用市场机制和价格杠杆，广泛发动各类市场主体参与需求响应，逐步形成全省最大用电负荷5%左右的需求响应能力，引导用户提高电能管理水平，缓解电网供需矛盾，提升电网运行效率，促进可再生能源消纳，推动源网荷储友好互动。同时，为进一步增强电网应急调节能力，鼓励用户构建需求响应资源库，建立需求响应备用容量，其可调节负荷资源全年处于备用响应状态，具备随时启动响应条件。
二、参与主体
（一）电力用户
1.具有省内独立电力营销户号，其中工商业用户具备一般纳税人资格。
2.相关用电设备已实现电能在线监测，并接入安徽省电力需求侧管理平台（智慧能源综合服务平台，以下简称“省级平台”）。
3.响应能力大于等于1000千瓦的单个工业用户、响应能力大于等于200千瓦的单个商业用户可独立参与，或通过负荷聚合商代理参与；低于上述响应能力的用户，需通过负荷聚合商代理参与。单个电力用户只能由一家负荷聚合商代理。
4.居民用户原则上只参与实时需求响应，应具备智能家居系统或空调（家庭制冷/取暖设备）远程控制系统，且需要通过负荷聚合商与省级平台实现对接。
5.鼓励党政机关等公共机构及拥有储能设施、电动汽车充电设施的用户通过负荷聚合商代理参与需求响应。
（二）负荷聚合商
1.具备一般纳税人资格，具备工业领域电力需求侧管理服务机构或安徽电力市场售电公司资质。
2.自建电力能效监测相关系统，对代理的电力用户具有负荷监测手段和调控能力，并将相关数据接入省级平台。
3.单个负荷聚合商的响应能力原则上不低于5000千瓦。
4.负荷聚合商视为单个用户参与需求响应，其聚合的电力用户均需满足上述对电力用户的要求。
三、参与方式
（一）用户申请
每年迎峰度夏和迎峰度冬前，符合申请条件的参与主体可分别于4月1日至4月30日、10月1日至10月31日，通过省级平台进行网上申请，填写需求响应（备用容量）申请并上传相关资料。
（二）申请确认
省电力公司组织营销服务中心、各市供电公司对所有申请参与需求响应的主体进行申请确认，确认需求响应（备用容量）能力，并将通过申请确认的参与主体、需求响应（备用容量）能力等情况报备省能源局、各市电力运行主管部门。
（三）协议签订
省级平台对通过申请确认的参与主体进行公示，公示期1周。公示结束无异议后，各市供电公司组织参与主体签订需求响应合作协议（见附件1），其中，负荷聚合商需同时提供与代理用户签订的需求响应代理协议（见附件2）和承诺书（见附件3）。协议约定的响应总量应达到当年预计响应负荷的150%，作为需求响应能力储备。
四、实施流程
（一）响应启动
1.削峰需求响应启动条件
（1）电网备用容量不足或局部负荷过载；
（2）其他不确定性因素造成的电力供需不平衡。
2.填谷需求响应启动条件
当用电负荷水平较低，电网调差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，可启动填谷需求响应。
（二）响应邀约
削峰需求响应执行约时或实时需求响应，填谷需求响应执行约时需求响应。
1.约时需求响应
省电力公司于需求响应执行前一天（日前响应）、执行前6小时（小时级响应），通过平台公告、短信、电话等方式向参与主体发出响应邀约，告知响应范围、需求量、时段及邀约截止时间等信息；参与主体于邀约截止时间前，通过省级平台反馈响应量；省电力公司按照“应约时间早的用户优先、应约响应量大的用户优先”的原则，并适当兼顾公平，确定参与主体和应约响应量，直至达到响应需求量。
2.实时需求响应
在电网紧急情况下，省电力公司于需求响应执行前30分钟（分钟级响应），通过省级平台向参与主体下发调节指令，告知响应范围、需求量、时段等信息，并通过省级平台自动完成响应能力确认；或于执行前1分钟（秒级响应），通过省级平台向参与主体直接下发控制指令。参与实时需求响应的用电设备应具备可快速中断或可远程中断的特性。
（三）响应执行
1.约时需求响应
参与主体在收到省电力公司发出的响应执行信息后，按照约定在响应日的响应时段自行调整用电负荷完成响应。省电力公司对参与主体的响应过程进行监测，可根据电力供需实际情况，直接启动实时需求响应，确保电力供需平衡。
2.实时需求响应
对分钟级响应，参与主体利用需求响应终端与自有电力能效监测相关系统的联动策略，于30分钟内自动完成负荷调节；对秒级响应，省电力公司通过省级平台自动完成对参与主体的负荷控制。
（四）响应中止
省电力公司在响应结束后发出响应解除通知，参与主体在收到响应解除通知后自行调整用电负荷。省电力公司根据电力供需实际情况，可提前中止约时需求响应执行，但应于原定响应时段开始1小时前向参与主体送达取消执行指令，否则默认执行。
五、效果评估
（一）需求响应效果评估
1.基线计算
工作日基线：约时需求响应选择邀约日前最近的5个正常工作日所对应响应时段的负荷曲线作为基线；实时需求响应选择需求响应执行前2小时的负荷曲线作为基线。
非工作日（国家法定节假日除外）基线：约时需求响应选择邀约日前最近的2个非工作日所对应响应时段的负荷曲线作为基线；实时需求响应选择需求响应执行前2小时的负荷曲线作为基线。节假日响应原则上选取可类比用电日对应响应时段的负荷曲线作为基线。
基线中出现的最大负荷称为基线最大负荷，出现的最小负荷称为基线最小负荷，根据基线计算出的算术平均负荷称为基线平均负荷。负荷聚合商的基线，以其聚合的全部用户的基线合计得出。
2.评估标准
省电力公司以省级平台采集的用户关口负荷数据为基础计算响应效果。实际响应负荷为基线平均负荷与响应时段平均负荷差值的绝对值。负荷响应率为实际响应负荷占应约响应量的百分比。
参与主体在响应执行过程中应同时满足以下条件则视为有效响应，否则视为无效响应：
（1）对于削峰需求响应，响应时段最大负荷低于基线最大负荷；对于填谷需求响应，响应时段最小负荷高于基线最小负荷；
（2）对于削峰需求响应，响应时段平均负荷低于基线平均负荷，负荷响应率大于等于80%；对于填谷需求响应，响应时段平均负荷高于基线平均负荷，负荷响应率大于等于80%；
（3）单次需求响应持续时长不低于1小时。
负荷响应率在80%-120%之间，按照实际响应负荷给予补偿；负荷响应率大于120%，按照应约响应量的120%给予补偿；负荷响应率小于80%，不给予补偿。对负荷响应率年内2次以上未达到80%的参与主体，取消其本年度参与资格；对年内3次以上不参与应约的参与主体，取消其本年度和次年度参与资格，纳入有序用电实施范围。
（二）备用容量效果评估
1.技术条件
需求响应备用容量分为约时备用容量和实时备用容量。其中，申报约时备用容量的参与主体，应将其关口和用电设备相关数据接入省级平台，确保上传的监测数据及时、准确、完整，稳定保持在线，并严格履约执行响应；申报实时备用容量的参与主体，应将其关口和用电设备相关数据接入省级平台，具备接收省级平台调控指令并按指令自动完成负荷调节或控制的能力。相关技术规范由省电力公司另行制定。
参与主体在加强需求响应备用容量建设及参与需求响应的过程中，应根据自身生产工艺和设备情况选择合适的可调节负荷参与备用容量和需求响应，不得影响企业安全生产，不得包含可能危及人身、设备安全以及可能造成经济损失的负荷。
2.评估标准
省电力公司对已签订协议的备用容量纳入需求响应资源库进行管理，根据迎峰度夏、迎峰度冬不同时段的情况，按月持续监测参与主体的备用容量状态，以确保其随时可调用。备用容量按照协议中约定的备用容量数值计算，应同时满足以下条件则视为有效容量，否则视为无效容量：
（1）当月在线的可调能力平均值占协议约定备用容量的比例大于等于80%；
（2）在参与需求响应的过程中，实际响应负荷大于等于协议约定备用容量的80%，实际响应时间大于等于协议约定的调用时间；
（3）根据电网供需平衡实施需求响应的情况，全年有效执行次数原则上应大于等于1。
六、响应补偿
（一）需求响应补偿电价标准
1.响应补偿价格
对通过需求响应临时减少（增加）的用电负荷执行响应补偿价格。响应补偿金额=有效响应负荷×响应补偿价格×调控时间系数×负荷响应率系数。具体响应补偿价格和相关系数标准如下：
表1 响应补偿价格标准
| 响应类型 | 响应补偿价格（元/千瓦·次） |
| 约时削峰响应 | 8 |
| 实时削峰响应 | 12 |
| 填谷响应 | 3 |
表2 调控时间系数
| 调控时间T（分钟） | 调控时间系数 |
| T＞120 | 1 |
| 90≤T≤120 | 0.8 |
| 60≤T<90 | 0.5 |
| T<60 | 0 |
表3 负荷响应率系数
| 负荷响应率 I（%） | 负荷响应率系数 |
| T＞120 | 超出120%部分：0 |
| T＞120 | 120%以内部分：1 |
| 80≤I≤120 | 1 |
| T<80 | 0 |
2.容量补偿价格
对纳入需求响应资源库，可供随时调用的约时和实时备用容量，按月执行容量补偿价格，并根据需求淡旺季进行差异化调整，其中，每年1、2、7、8、9、12月为旺季，其他月份为淡季。容量补偿金额=协议约定备用容量×容量补偿价格。具体容量补偿价格如下：
表4 容量补偿价格标准
| 备用容量类型 | 容量补偿价格 | 季节 |
| 约时备用容量 | 1元/千瓦·月 | 旺季 |
| 约时备用容量 | 0.5元/千瓦·月 | 淡季 |
| 实时备用容量 | 2元/千瓦·月 | 旺季 |
| 实时备用容量 | 1元/千瓦·月 | 淡季 |
（二）补偿结算
1.响应补偿结算
每年迎峰度夏和迎峰度冬前，省电力公司分别于4月1日至4月30日、10月1日至10月31日，统计汇总半年度需求响应执行结果，测算各参与主体响应补偿费用，在省级平台上进行公示并报备省能源局，公示期1周，于公示结束的次月完成补偿费用发放。对响应补偿费用有异议的参与主体应在公示期内进行反馈，省电力公司进行复核，确有错误及时修正，重新进行公示并报备省能源局。
2.容量补偿结算
每年迎峰度夏和迎峰度冬前，省电力公司分别于4月1日至4月30日、10月1日至10月31日，对半年度的需求响应备用容量进行效果评估，测算各参与主体容量补偿费用，在省级平台上进行公示并报备省能源局，公示期1周，于公示结束的次月完成补偿费用发放。对容量补偿费用存在异议的处理方式同响应补偿结算。
3.补偿发放方式
独立参与需求响应用户的补偿费用，由省电力公司组织各市供电公司在结算电费时予以退补。负荷聚合商与代理用户的补偿分成比例由双方按照需求响应代理协议自行协商确定，其中，代理用户补偿费用按分成比例由省电力公司组织各市供电公司在结算电费时予以退补，负荷聚合商补偿费用按分成比例由省电力公司统一结算支付。
七、组织保障
（一）明确责任分工
省能源局负责全省电力需求响应工作的指导协调、整体推进和跟踪督促。省电力公司负责组织需求响应协议签订、启动执行、效果评估、补偿发放及省级平台建设运维等全面工作。各市电力运行主管部门负责指导各市供电公司做好用户筛选、申请确认和协议签订等工作，协调解决需求响应实施过程中出现的问题。电力用户、负荷聚合商负责做好需求响应履约执行，根据企业生产实际，认真评估需求响应和备用容量能力，按协议要求参与实施需求响应。
（二）做好宣传动员
各市电力运行主管部门、供电公司要加强电力需求响应的宣传动员，组织具备条件的电力用户积极参与，引导已列入有序用电方案的用户参与，鼓励公共机构、拥有储能及电动汽车充电设施的用户和居民用户试点参与需求响应，充分调动各类需求响应资源。省电力公司要及时做好政策宣传，营造良好舆论环境，同时要积极培育负荷聚合商，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）加强技术支撑
省电力公司要保障省级平台稳定运行，对参与主体的负荷管理装置、电力能效监测相关系统及参与响应设备运行状况进行检查登记，确保信息传输准确性和实时性，及时消除相关故障。负荷聚合商要充分发挥专业支撑作用，深入电力用户开展电能服务，按照相关技术规范，推动电力能效监测相关系统建设，加强需求响应备用容量建设，为电力用户参与需求响应做好技术支撑，提供综合节能、电能监测、诊断咨询等增值服务。
（四）强化监督检查
各市电力运行主管部门要跟踪、评估本地区需求响应执行效果，及时将工作进展成效、存在问题等情况反馈省能源局。省电力公司要加强电力需求响应全过程运行管控，积极采取有效措施防控市场风险，及时将尖峰电价收支、需求响应实施及综合效益等情况报送省能源局。省能源局将根据实际需要，对省电力公司、参与主体在需求响应实施过程中的相关工作及成效进行监督检查。
本实施方案自发布之日起试行，试行期2年，由省能源局负责解释。
附件：1.电力需求响应合作协议
2.电力需求响应代理协议
3.电力需求响应负荷聚合商承诺书
- 安徽省能源局关于进一步做好电力需求响应工作的通知（皖能源电调函〔2023〕37号）20230627
- 安徽省能源局关于印发安徽省电力需求响应实施方案(试行)的通知(皖能源电调〔2022〕3号)20220118
- 安徽省能源局关于做好2020年风电和光伏发电项目建设工作的通知（皖能源新能〔2020〕21号 ）20200327
- 关于印发安徽省2019年申报国家补贴光伏发电项目竞争性配置工作方案的通知（皖能源新能〔2019〕40号）20190610
- 安徽省2018年风电项目核准清单：38个项目，1875.2MW
- 20181207皖能源电力〔2018〕75号-安徽省能源局关于印发《2019年全省电力直接交易实施方案》的通知
- 20180706安徽省能源局、安徽省扶贫办-关于印发《安徽省光伏扶贫电站管理实施办法》的通知
关于建立安徽省可再生能源发展三年行动计划项目库（2021-2023年）的通知（皖能源新能函〔2021〕21号）20210309
申报范围：2021-2023年拟开工建设（含在建）的光伏发电、风电、电化学储能、生物质能和抽水蓄能电站项目
申报入库的可再生能源项目需符合国家及省相关政策文件要求，基本具备用地、用林、生态环境、系统消纳等支撑条件，项目规模和开工时间合理科学。
于 2021 年 3 月 25 日之前报送省能源局
风电和光伏电站
1.项目应明确项目投资主体，投资主体已与所在乡镇(街道) 及以上政府签订项目投资开发协议或者土地（屋顶）租赁协议。 其中，光伏电站项目应明确项目使用土地面积。
2.项目申报容量不小于 6 兆瓦， 原则上单个项目不超过 250 兆瓦。
3.项目选址不得占用生态保护红线等禁止开发区域， 可提供 县级及以上自然资源、生态环境、水利、林业等相关部门支持性 文件。其中，光伏电站应提供拟占用地类性质、用地面积以及场 址主要拐点经纬度坐标。
4.提供初步接入方案，包括拟接入变电站、接入电压等级和 送出线路长度等内容。
5.提供计划开工时间和预计并网时间。
电化学储能项目
鼓励发电企业、电网企业及第三方社会资本采取新能源+储 能、独立储能电站、风光储一体化等多种发展方式，共同参与储能项目建设。
1.电化学储能电站应明确投资主体， 投资主体已与所在乡镇 (街道)及以上政府签订项目投资开发协议。
2.明确电站规模、应用场景及初步电网接入方案。
3.提供计划开工时间和预计并网时间。
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