邀約型削峰補償價格上限為2.0元/千瓦時，最終補償價格通過市場化方式競價形成。邀約型填谷補償價格上限為0.45元/千瓦時，最終補償價格通過市場化方式競價形成。實時型削峰、實時填谷補償價格上限分別按照邀約型削峰、邀約型填谷價格上限的1.1倍執(zhí)行，最終補償價格通過市場化方式競價形成。

參與需求響應的市場主體，按負荷類型可分為工商業(yè)可調節(jié)負荷、儲能、虛擬電廠、電動汽車充電設施等。

當實際響應容量未達到中標響應容量的R1（50%）時，對中標市場主體的無效響應容量進行考核，考核費用按小時計算，具體計算公式如下：各小時考核費用=（中標響應容量×R1-實際響應容量）×出清價格×M（0.5），其中M為懲罰因子，并視市場運行情況調整。

原文如下：



為加快推進新型電力系統(tǒng)建設，進一步健全需求響應體系，保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，促進新能源有效消納，根據(jù)《電力負荷管理辦法（2023版）》《電力需求側管理辦法（2023版）》等有關規(guī)定，結合我省實際，特制定本方案。

一、主要目標

以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導，認真學習貫徹黨的二十大和二十屆三中全會精神，深入推進“四個革命、一個合作”能源安全新戰(zhàn)略，堅持市場導向、公平公正的原則，健全完善需求響應交易機制，引導電力用戶靈活參與電力調節(jié)，推動形成全網(wǎng)最大用電負荷5%以上的需求響應能力，保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，促進新能源消納，助推新型綜合能源基地加快建設。

二、市場主體、交易品種和價格機制

（一）市場主體及注冊條件

1.市場主體。參與需求響應的市場主體，按負荷類型可分為工商業(yè)可調節(jié)負荷、儲能、虛擬電廠、電動汽車充電設施等。

2.注冊條件。

——電力用戶。具有獨立省內電力營銷戶號，設置獨立計量點，實現(xiàn)電能在線監(jiān)測，并接入新型電力負荷管理系統(tǒng)。

——虛擬電廠。具有法人資格、財務獨立核算、信用良好、能獨立承擔民事責任；單個聚合響應資源不低于0.1萬千瓦；具備相關運營系統(tǒng)，對代理用戶有負荷監(jiān)測、調控能力，并接入新型電力負荷管理系統(tǒng)。

虛擬電廠的市場準入條件，應滿足國家及省內相關規(guī)范性文件要求。

（二）交易品種

交易品種分為邀約型削峰、實時型削峰、邀約型填谷、實時型填谷四類。

（三）價格機制

1.邀約型削峰補償價格上限為2.0元/千瓦時，最終補償價格通過市場化方式競價形成。

2.邀約型填谷補償價格上限為0.45元/千瓦時，最終補償價格通過市場化方式競價形成。

3.實時型削峰、實時填谷補償價格上限分別按照邀約型削峰、邀約型填谷價格上限的1.1倍執(zhí)行，最終補償價格通過市場化方式競價形成。

三、組織實施

（一）啟動條件

當全網(wǎng)電力供需平衡出現(xiàn)缺口，經(jīng)評估需要開展電力需求響應交易時，由貴州電網(wǎng)公司統(tǒng)籌組織開展。其中：邀約型響應由貴州電網(wǎng)公司向省能源局提出申請，獲得批復后方可組織實施；實時型響應由貴州電網(wǎng)公司在緊急情況下先行組織實施，并及時向省能源局報告。

1.執(zhí)行日（D日）前一天（D-1日）10:00前發(fā)布電力缺口或調峰缺口，組織邀約型削峰、邀約型填谷響應。

2.不滿足執(zhí)行日（D日）前一天（D-1日）10:00前發(fā)布電力缺口或調峰缺口時，組織實時型削峰、實時型填谷響應。

（二）實施流程

具體流程由貴州電網(wǎng)公司組織編制，經(jīng)貴州電力市場管理委員會審議通過后向市場主體公開發(fā)布。

四、響應評價

（一）基線負荷

基線負荷以小時平均功率計算，即小時電量。單個需求響應資源的負荷，包含用電編號下所有參與電力市場化交易的計量點負荷。

（二）樣本數(shù)據(jù)

根據(jù)需求響應時間，將樣本日的類型劃分為工作日和周末、節(jié)假日。若為工作日，取最近5個工作日且該日不存在需求響應、緊急錯避峰、配合電網(wǎng)停電檢修等特殊情況下的用戶小時負荷數(shù)據(jù)計算樣本數(shù)據(jù)。若為周末、節(jié)假日，取最近3個同日期類型且該日不存在需求響應、緊急錯避峰、配合電網(wǎng)停電檢修等特殊情況下的用戶小時負荷數(shù)據(jù)計算樣本數(shù)據(jù)。

（三）評估標準

實際響應容量由基線負荷與實際測量負荷之差確定，按小時計算，具體計算公式如下：實際響應容量=D-2日發(fā)布的基線負荷-實際測量負荷。

若該小時實際響應容量與中標響應容量的比值大于等于 R1（50%，參數(shù)可動態(tài)調節(jié)，下同）且小于R2（70%），該小時實際響應容量的N（60%）計入有效響應容量。

若該小時實際響應容量與中標響應容量的比值大于等于 R2（70%）且小于等于 R3（120%），該小時實際響應容量全部計入有效響應容量。

若該小時實際響應容量與中標響應容量的比值大于R3（120%），該小時有效響應容量計為中標響應容量的R3（120%）。對于實際響應容量未達到中標響應容量的R1（50%），視為無效響應。

五、考核申訴

（一）考核方式

當實際響應容量未達到中標響應容量的R1（50%）時，對中標市場主體的無效響應容量進行考核，考核費用按小時計算，具體計算公式如下：各小時考核費用=（中標響應容量×R1-實際響應容量）×出清價格×M（0.5），其中M為懲罰因子，并視市場運行情況調整。

（二）執(zhí)行結果申訴

月度結算前，市場主體對需求響應結果存在異議，可在收到清算單后3個工作日內向貴州電力交易中心或屬地供電局提出書面申訴，收到書面申訴的單位根據(jù)申訴內容將相關資料移交電力負荷管理中心、電力調度機構或貴州電力交易中心受理并負責處理，受理申訴的單位需在受理后5個工作日給予書面回復。

申訴內容涉及基線負荷、測量負荷范疇的，由電力負荷管理中心和電力調度機構負責核實處理。申訴內容涉及需求響應調用費用計算的，由貴州電力交易中心負責核實處理。

六、結算方式

需求響應費用按照當月結算、次月公示、次次月結清的原則開展，由貴州電力交易中心根據(jù)響應結果測算響應費用，出具結算依據(jù)。

需求響應中標并提供有效響應容量的市場主體，按小時計算調用收益，具體計算公式如下：

虛擬電廠運營商的調用收益=∑各虛擬電廠的調用收益=∑各虛擬電廠有效響應容量×響應價格×響應時間-考核費用

批發(fā)用戶的調用收益=∑各電力用戶有效響應容量×響應價格×響應時間-考核費用

需求響應總調用收益=∑負荷聚集商的調用收益+∑批發(fā)用戶的調用收益。虛擬電廠與零售電力用戶之間先進行調用收益（含考核費用）的縮放處理，再按零售合同約定的分成比例計算調用收益分成。

七、資金來源

按照“誰提供、誰獲利，誰受益、誰承擔”原則，削峰類需求響應資金由全體工商業(yè)用戶按照月度結算用電量分攤，填谷類需求響應資金由所有新能源發(fā)電企業(yè)按月度上網(wǎng)電量分攤。

當工商業(yè)用戶或新能源發(fā)電企業(yè)月度分攤金額預估超過0.01元/千瓦時，原則上當月不再組織需求響應交易。

八、有關要求

（一）做好與有序用電的銜接

當削峰響應資源量不滿足電力供應安全需要時，電網(wǎng)企業(yè)結合系統(tǒng)供應能力，按照有序用電方案計算響應日各地區(qū)有序用電計劃，在扣除分地區(qū)符合條件的需求響應中標資源量后，形成相應地區(qū)有序用電計劃并按程序執(zhí)行。

當實際需求響應執(zhí)行不到位時，電網(wǎng)企業(yè)按上述原則形成分地區(qū)有序用電計劃并按程序執(zhí)行。

（二）做好與電能量市場的銜接

當代理零售用戶中標需求響應時，售電公司在電能量市場中的日前結算電量，調整為日前申報電量減去代理用戶日前邀約型削峰響應交易中標量。實時偏差電量按實時統(tǒng)一結算點電價，計算實時電能量電費。

（三）做好與交易電費結算的銜接

月度市場化交易用戶需求響應補償資金分攤費用，作為用戶市場化交易電費的組成部分，并在交易結算依據(jù)上進行單列。

九、實施時間

本方案由省能源局負責解釋，自印發(fā)之日起實施。2023年7月10日印發(fā)的《貴州省電力需求響應實施方案（試行）》（黔能源運行〔2023〕54號）同時廢止。