为进一步优化电力资源配置，充分调动电力需求侧灵活负荷资源，促进负荷高峰时段全省电力供需平衡，根据国家发展改革委员会、工业和信息化部等六部委《关于深入推进供给侧结构性改革做好新形势下电力需求侧管理工作的通知》（发改运行规﹝2017﹞1690号）和《电力需求侧管理办法》（2017年修订版）等文件要求，制定本试行方案。
一、总体要求
（一）基本原则。以安全可靠、精准高效、公平公正为原则，运用市场机制和经济杠杆，推动市场主体参与电力需求响应，引导用户提高用电精细化管理水平，构建需求侧、供给侧协同参与电力电量平衡机制，确保电网可靠运行。
（二）工作目标。通过广泛发动各类用户参与电力需求响应，实现电力削峰填谷，促进可再生能源消纳，推动源网荷储友好协同调节，先期按照年度组织交易、日前邀约响应模式实施，有条件的地区探索日内响应和日前邀约相结合的模式，形成占福建电网最大用电负荷5%左右的需求响应能力。
二、参与响应主体
（一）参与用户
1.在国网福建省电力有限公司（以下简称省电力公司）具有独立电力营销户号，供电电压等级在10千伏及以上，单独计量的（具备全天96点负荷曲线采集能力）的电力用户。
2.响应负荷能力在200千瓦及以上的电力用户可作为直接需求用户参与需求响应，也可通过负荷聚合商代理参与。响应负荷能力在200千瓦以下的电力用户由负荷聚合商代理参与。
3.鼓励有储能资源的用户、充电桩运营用户及当年列入有序用电方案的用户参与响应。
（二）负荷聚合商
1.负荷聚合商应具备福建电力市场售电公司资质并在电力交易平台注册生效。电力市场用户宜优先选择代理其售电业务的售电公司作为负荷聚合商。
2.负荷聚合商应具备集成2500千瓦及以上响应负荷能力。
3.负荷聚合商将代理委托协议、代理用户明细及各代理用户响应负荷能力等在省级智慧能源服务平台或“网上国网”“绿色国网”申报。
三、响应要求
（一）需求响应定义。电力需求响应是指电力用户针对激励机制或市场价格信号做出响应，并主动改变常规电力消费模式的行为。本方案主要适用于激励型需求响应。
现阶段福建省电力需求响应为削峰需求响应，在全省电力供需出现可预见性的供应缺口时，电力用户按照约定，在缺口时段自愿削减、暂停用电负荷，并获得相应资金补偿。填谷需求响应后续根据削峰响应试行情况推进开展。
（二）响应能力
单个用户协议响应能力不高于年度有序用电方案的错避峰负荷量，且需确保人身、电网、设备等安全；协议响应能力对正常生产经营活动不产生重大影响，保安负荷不纳入协议响应。
（三）启动条件
当电力缺口小于等于当年预计最高负荷的5%，且缺口持续时间小于4个小时，优先启动削峰需求响应。若需求响应实际应邀能力不能覆盖电力供应缺口，则缺额部分同步组织有序用电。已应邀参与需求响应用户，再执行有序用电的序位靠后，邀约反馈的响应负荷与基线负荷比值越大，有序用电序位越靠后；未参与需求响应的用户，按原有序用电序位执行。当电力缺口大于当年预计最高负荷的5%，或负荷缺口持续时间大于4个小时，则直接按程序启动有序用电。具体实施日期及响应时段根据电力供需平衡情况确定。由省发改委统筹启动跨地市电力供需不平衡情况下的需求响应。
四、招标申报组织
（一）直接参与响应的用户与负荷聚合商应与电网公司签订电力需求响应合作协议（见附件）。省电力公司将已签约响应主体的相关信息在招标申报前共享至福建电力交易中心。
（二）2022年6月底前，福建电力交易中心组织已签约响应主体开展集中竞价申报，形成本年度需求响应资源响应的补贴价格。
（三）申报价格上限统筹考虑资金来源预算情况及响应资源调用需求后确定，经省发改委确认后，在年度交易申报公告中明确。
申报价格上限=资金来源预算/（电力调控中心提供的年度预计负荷缺口*缺口预计持续时间）
（四）省电力公司提供用户上年迎峰度夏（6—9月）及迎峰度冬（11—12月）平均日负荷曲线，作为用户申报调节负荷参考。响应主体可通过省级智慧能源服务平台、“网上国网”“绿色国网”APP、电力交易平台等查询协议约定负荷等信息。
（五）按照“边际出清”原则确定该年需求响应补贴价格，响应主体可通过电力市场交易平台或“网上国网”“绿色国网”APP查询竞价出清结果。
边际出清：对响应主体按申报价格由低到高（第一原则）、应邀响应负荷由大到小（第二原则）、反馈时间由早到晚（第三原则）的规则排序，排序靠前的主体优先竞价成功，其申报响应价格计入负荷资源池，直至应邀响应负荷累计值覆盖年度供电缺口或反馈用户全部排序完毕为止，最后竞价成功客户的申报价格即为边际出清价格，实际响应时统一按照边际出清价格结算补贴。
五、响应程序
（一）响应邀约
1.日前响应：省电力公司根据电网供需情况，预判供电缺口，确定需求响应区域、需求量、响应时段等信息，提出启动需求响应申请，经省发改委确认后，向全部响应主体发出邀约通知，并发布响应主体基线负荷。响应主体可通过省级智慧能源服务平台、“网上国网”“绿色国网”APP等查询其基线负荷、补贴价格、应邀确认截止时间等信息。
收到日前邀约通知的响应主体，应及时反馈是否参与本次需求响应及应邀响应的负荷，逾时未反馈的视为不参与。负荷聚合商应同时反馈每户代理用户的响应负荷及聚合响应负荷。应邀响应负荷不能超过响应时段内该用户平均基线负荷。日前邀约截止前，应邀用户可以修改负荷信息，排序以最后一次修改并确认信息为准。
日前邀约截止后，省电力公司根据响应主体反馈情况统计当次应邀负荷总量，若应邀负荷总量大于当次供电缺口，则按应邀响应负荷由大到小（第一原则）、反馈时间由早到晚（第二原则）的规则排序，至应邀响应负荷累计值覆盖当次供电缺口。若应邀负荷总量小于当次供电缺口，响应主体按各自应邀负荷执行，缺额部分按程序实施有序用电。
响应主体可在邀约时间截止2小时后通过省级智慧能源服务平台、“网上国网”“绿色国网”APP查询响应负荷是否被调用及响应负荷确认值，省电力公司通过电话、短信等方式通知响应主体参与响应。
2.日内响应：省电力公司于运行日当天提前4小时提出启动需求响应申请，经省发改委确认后，向响应主体发出邀约通知，并发布响应主体基线负荷。响应主体可通过省级智慧能源服务平台、“网上国网”“绿色国网”APP等查询其基线负荷、补贴价格、应邀确认截止时间等信息。收到日内邀约通知的响应主体，应于响应前3小时反馈是否参与及参与负荷，逾时未反馈的视为不参与。负荷聚合商应同时反馈每户代理用户的响应负荷及聚合响应负荷。应邀响应负荷不能超过响应时段内用户平均基线负荷。邀约截止前，应邀用户可以修改负荷信息，排序以最后一次修改并确认信息为准。
日内邀约截止后，省电力公司根据响应主体反馈情况统计当次应邀负荷总量，若应邀负荷总量大于当次供电缺口，则按应邀响应负荷由大到小（第一原则）、反馈时间由早到晚（第二原则）的规则排序，至应邀响应负荷累计值覆盖当次供电缺口。若应邀负荷总量小于当次供电缺口，响应主体按各自应邀负荷执行。
响应主体可在邀约时间截止1小时后通过省级智慧能源服务平台、“网上国网”“绿色国网”APP查询是否响应负荷是否被调用及响应负荷确认值，省电力公司通过电话、短信等方式通知响应主体参与响应。
（三）响应执行与中止
确认参与响应的用户应提前做好用电计划，按时按量自主完成压降负荷。省电力公司可根据电网运行实际情况，提出中止需求响应执行，报发改委确认后通知用户取消执行，日前响应应确保在响应执行前一日通知到位，日内响应原则上用户应邀确认后不予取消。
六、效果评估
（一）基线计算方法
需求响应起止时间为响应确认信息中的响应时段，负荷、电量数据采集周期为15分钟。
响应基线分为工作日响应基线、非工作日（国家法定节假日除外）响应基线、国家法定节假日响应基线。
1.工作日基线：从响应日前1天向前选择5天的对应响应时段负荷的算术拟合成响应基线，选取日不包括非工作日、已实施响应日、有序用电日。响应基线计算应剔除响应时段内负荷均值低于5个样本平均负荷25%或高于5个样本平均负荷200%的样本，剔除后不足5个样本的继续向前选择，直至满5个样本为止。原则上向前递推不超过30天，仍超过30天仍不能选满5天，则选择4天作为基准日，若仍不满足，则选择3天作为基准日，依次类推。
计算公式：
T1,T2,×××,T16为时刻；PTi为Ti时刻的平均负荷值（kW）；PTij为第j天Ti时刻的负荷值（kW），j为1,2,×××5。
2.非工作日基线（国家法定节假日除外）：从响应日前1天向前选择3天的对应响应时段负荷的算术拟合成响应基线，选取日不包括工作日、已实施响应日、有序用电日。响应基线计算应剔除负荷均值低于3个样本平均负荷25%或高于3个样本平均负荷200%的样本，剔除后不足3个样本的继续向前选择，直至满3个样本为止。原则上向前递推不超过30天，仍超过30天仍不能选满3天，则选择2天作为基准日，若仍不满足，则选择1天作为基准日。计算公式与工作日基线相同。
3.国家法定节假日基线：以上一年同一节假日且非响应日、有序用日对应时段的响应基线。若上一年同一节假日为已实施响应日、有序用电日，则再取前一年数据。新接电用户无同期历史负荷的，采用非工作日基线计算方法。
基线负荷的计算过程和结果信息应按照不低于三年时间在系统中保存。
（二）评估标准
省电力公司负责统计核定用户的负荷响应量和响应时间，实施监测、自动记录并判断响应实施效果。响应主体在响应时段内实际负荷与基线负荷差值的算术平均值为实际响应负荷。
基线中对应响应时段出现的最大负荷为基线最大负荷，根据基线对应响应时段计算出的算术平均负荷称为基线平均负荷。实施削峰需求响应，用户在响应时段须同时满足以下两个条件：一是响应时段最大负荷低于基线最大负荷，二是响应时段平均负荷低于基线平均负荷，且其差值不小于申报响应量的50%，则视为有效响应，否则视为无效响应。同一用户同时参与需求响应、有序用电的， 按需求响应应约值和有序用电错避峰负荷的最小值兑现。
七、补贴计算和核发
（一）补贴计算
根据用户实际响应量占申报响应量的比例，设置补贴价格系数，如表所示。
|
实际响应容量占申报响应量的比例 |
补贴价格系数 |
|
<50% |
0 |
|
50%—80% |
0.6 |
|
>80% |
1 |
用户需求响应补贴金额=该用户实际响应负荷*响应时长*补贴价格系数*补贴单价。
（二）资金来源
由省里统筹安排。鼓励各地方政府因地制宜列支财政专项资金用于电力需求响应激励，由属地统筹使用。
（三）补贴核发
1.省电力公司统计需求响应结果并计算各参与响应用户的补贴资金，报省发改委审核并在省级智慧能源服务平台、“网上国网”、“绿色国网”公示，次月15个工作日前完成结算。对补贴资金有异议的响应用户应在7个工作日内反馈，经省电力公司核实后重新报省发改委审核后再次公示，在重新公示的次月结算支付，结算结果共享给福建电力交易中心。
2.直接参与需求响应用户，补偿资金由省电力公司结算支付。负荷聚合商需提供与代理用户签订的需求响应协议（双方盖章），协议应包含双方确认的补偿分成比例，其中代理用户补偿资金由省电力公司结算支付，负荷聚合商补偿分成费用按其代理协议补偿分成比例统一由省电力公司组织阶段支付。
八、监管及应急响应
（一）响应主体应依法依规参与需求响应，严禁不正当竞争、串通报价等违规行为，违反者扣罚其违规获得的需求响应补贴资金，退出需求响应名单，纳入电力市场失信名单。
（二）参与需求侧响应交易的电网企业代理购电用户不视为直接参与市场交易。参与需求侧响应的电力市场直接交易用户（含批发用户、售电公司），其响应部分电量不计入当月市场化交易电量负偏差考核范围。
（三）响应主体参与需求响应时应按时、足额响应，严禁出现响应时段平均负荷较平均基线负荷不降反升情况，若发生不降反升的情况，省电力公司应及时报告省发改委，根据其行为影响程度，采取通报警告、纳入电力市场失信名单等措施。若因此发生影响电网安全或拉路影响民生用电的，追究其相应责任。
（四）省电力公司履行需求响应运营、监控和风险防控等职责，积极采取有效风险防控措施，及时向省发改委、电力市场管理委员会报告需求响应运行情况。
附件：电力需求响应合作协议
来源：福建省发改委
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