皖能源电调函〔2023〕37号
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：
为进一步做好全省电力需求响应工作，现就有关事项通知如下：
一、放宽需求响应申报范围
（一）电力用户。具有省内独立电力营销户号；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（新型电力负荷管理系统，以下简称“省级平台”）。工商业用户可独立参与或通过负荷聚合商代理参与需求响应，但在一年内只能选择其中一种参与方式，只能由一家负荷聚合商代理。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。公共机构、储能设施、电动汽车充电设施、数据中心、基站等用户可以独立或通过负荷聚合商代理参与需求响应。
（二）负荷聚合商。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；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，并实现与省级平台数据交互；鼓励负荷聚合商代理用电报装容量1000千伏安及以下工商业用户和用户侧储能、电动汽车、空调、基站等新兴负荷资源，单个负荷聚合商的响应能力原则上不低于5000千瓦；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。虚拟电厂运营商需具备上述负荷聚合商条件，可聚合不同空间的快速可调节负荷、分布式电源等资源，实现自主协调优化控制，参与电力系统运行。
二、优化需求响应参与方式
符合申请条件的参与主体可根据自身实际，自愿申报参与需求响应，取消原有申报时间限制，随时可通过省级平台、“网上国网”客户端进行线上申请，填写需求响应（备用容量）申请并上传相关资料。省电力公司将定期组织营销服务中心、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，并在省级平台定期对通过申请确认的参与主体进行公示。
三、完善需求响应效果评估方法
（一）需求响应基线计算方法。为更加科学合理选取参与主体基线参考日，尽量减少企业生产调整、集中检修等原因导致的无效响应情况，参考PJM需求响应基线计算方法，将响应日分为工作日、非工作日分别计算不同响应类型的基线平均负荷。具体计算方法见附件1。
（二）需求响应履约评价方法。对年内3次以上不参与应约或年内3次以上负荷响应率未达到80%、严重威胁电网安全的电力用户，原则上取消其本年度和次年度参与资格。对年内2次以上不参与应约或年内2次以上负荷响应率未达到80%、无正当理由拒绝履行合同、严重威胁电网安全的负荷聚合商，原则上及时予以清退，两年内不得参与需求响应，并将其违约行为纳入信用信息公开。
四、修改备用容量效果评估等要求
（一）备用容量申报主体。为进一步增强电力系统应急调节能力，建立需求响应备用容量补偿机制，激励用户构建快速可调节负荷资源库，小时级响应参与主体可申报约时备用容量，分钟级、秒级响应参与主体可申报实时备用容量，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）备用容量评估标准。月度备用容量按照参与主体按月申报的月度容量计算。用户可于月底前申请变更下一个月的月度容量，并于申请月的次月生效，如不申请变更，则沿用上月的月度容量。容量补偿金额按照月度备用容量乘以容量补偿价格确定。月度备用容量同时满足以下条件则视为有效容量，否则视为无效容量：当月监测的可调能力平均值占月度备用容量的比例大于或等于80%；在参与需求响应的过程中，实际响应负荷大于或等于月度备用容量的80%，实际响应时间大于或等于协议约定的调用时间；根据电网供需平衡实施需求响应的情况，半年度有效执行次数原则上应大于或等于1。
（三）特殊情况判定。省电力公司根据电力供需形势实际情况，在邀约响应时段结束时间点之前，要求参与主体提前取消需求响应，造成参与主体出现无效响应和无效容量的情况，对参与主体仍按照有效响应和有效容量判定。
五、调整响应补偿标准和发放方式
（一）细化调控时间系数。为有效应对长时段的电力供需矛盾，在需求响应补偿电价标准中，将调控时间系数由原来的4档细分为6档，以提高参与主体获得的需求响应补偿电价费用，更好激励参与主体长时间开展削峰填谷。具体调控时间系数见附件2。
（二）调整补偿发放方式。独立参与需求响应用户、负荷聚合商代理用户的补偿费用，由省电力公司组织各市供电公司直接支付或在结算电费时予以退补。
六、有关要求
（一）强化政策宣传引导。各市电力运行主管部门、供电公司要切实增强责任感、紧迫感，充分认识迎峰度夏（冬）电力保供工作的重要性，广泛宣传电力需求响应政策，组织开展可调节负荷资源摸排，动员具备条件的电力用户积极参与，主动移峰填谷，不断扩大需求响应负荷资源池，推动全省在非严重缺电情况下全部通过市场化需求响应方式解决。
（二）提高快速响应能力。各市电力运行主管部门、供电公司要认真梳理钢铁、水泥、有色、金属制品等高载能用户具备快速响应能力的优质负荷，接入省级平台监测调控，2023年迎峰度夏前，形成小时级削峰能力50万千瓦，提升约时小时级需求响应能力。加快推进实时需求响应能力建设，鼓励负荷聚合商代理楼宇空调、城市景观照明、5G基站、用户侧储能、电动汽车等灵活资源参与实时需求响应。
（三）做好执行过程管控。各市电力运行主管部门、供电公司要密切联系电力用户和负荷聚合商，做好需求响应执行情况的实时监测。负荷聚合商要强化与代理用户的协调配合，刚性履行需求响应合作协议。各市供电公司对削峰响应负荷未达到应约负荷80%的参与主体进行提醒告知，提醒告知后仍不达标的，对参与主体和代理用户采取远程负荷控制措施，确保响应执行到位。
本通知自印发之日起执行。《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）相关规定与本通知不符的，以本通知规定为准。
附件：1.需求响应基线计算方法
2.需求响应调控时间系数
2023年6月27日
需求响应基线计算方法
一、约时削峰需求响应基线计算
1.响应日为工作日时，选取邀约日的前5个正常工作日组成基线参考日集合。计算每一参考日在需求响应时段的平均负荷Pavi，以及5个参考日在需求响应时段的平均负荷Pav。若任一个Pavi<0.75*Pav，则将该日从参考日集合剔除；同时，向前依次递推另选，直到选满符合要求的5个参考日。原则上向前递推不超过45天，若不能选满5天，则选择4天作为参考日；若仍不满足，则将最近的非工作日或响应日也视作工作日进行计算。参考日选定后，在参考日集合中剔除响应时段平均负荷值最低的参考日，并将剩余参考日的负荷平均后得到基线平均负荷。
2.响应日为非工作日时，选取邀约日的前3个非工作日作为基线参考日，基线计算方法与工作日相同。
二、实时削峰需求响应基线计算
实时需求响应的基线参考日选取与削峰需求响应相同，将响应执行前的3个小时作为修正窗口期，将响应日修正窗口期的平均负荷与参考日修正窗口期的平均负荷之差作为调整量；在原基线负荷基础上全时段叠加该调整量，得到基线平均负荷。
三、约时填谷需求响应基线计算
约时填谷需求响应基线计算的基本原理同约时削峰需求响应，参考日的剔除方式修改为Pavi>1.25*Pav。
附件2
需求响应调控时间系
| 调控时间T(分钟) | 调控时间系数 |
| T≥360 | 1.5 |
| 240≤T<360 | 1.2 |
| 120≤T<240 | 1 |
| 90≤T<120 | 0.8 |
| 60≤T<90 | 0.5 |
| T<60 | 0 |
- 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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