(资料图片仅供参考)

4月21日，甘肃省工业和信息化厅发布了《甘肃省电力需求响应市场实施方案（试行）》（以下简称《实施方案》）。

根据《实施方案》，甘肃省将积极推动用电主体参与需求响应市场交易，逐步扩大电力用户、负荷聚合商参与规模，实现年度注册用户数量不低于300户，最大响应能力不低于100万千瓦；引导用电主体削峰填谷，助力电力保供，提升新能源消纳水平，在2023 年上半年完成甘肃需求响应市场建设并投入结算试运行。

在市场准入方面，《实施方案》规定电力用户调节能力大于等于1000kW，单次响应时间不低于60分钟；负荷聚合商，调节能力不低于5000kW，单次响应时间不低于60分钟。

电力用户。参与需求响应市场的电力用户应为国网甘肃省电力公司直供到户的市场化用户（不含代理购电用户），且满足独立计量采集要求；用电负荷调节能力应大于等于1000千瓦，单次响应时长不低于 60 分钟；电力用户选择由负荷聚合商代理参与时，应优先选择由电能量市场的售电公司注册而成的负荷聚合商，若该售电公司未注册，可选取其他负荷聚合商代理参与；鼓励虚拟电厂等新型主体参与需求响应市场交易。

负荷聚合商。参与需求响应市场的负荷聚合商应在甘肃省内具有固定经营场所，拥有至少2 名具备从业经验的专业人员；应自建电力能效监测系统，具备对代理用户负荷监测、计量和调控能力，具有负荷曲线整合、补偿费用分解、负荷控制与监视等功能；负荷调节能力原则上不低于5000 千瓦，单次响应持续时间不低于 60 分钟；应按照负荷聚合商在甘肃电力需求响应市场交易总电量规模核定金额向甘肃电力交易中心提交履约保障凭证，核定标准为 0.8 分/千瓦时。

2023年5月将开始模拟试运行，在组织时序上开展约定（日前）、应急（日内）响应，在响应行为上开展削峰、填谷响应。

费用分摊方面，削峰需求响应市场补偿费用由发、用两侧共同承担分摊责任，按照全网发电企业（不含网留调峰调频电厂、分布式光伏、光热电场、国家核准的光伏扶贫电站等）月度结算电量和市场化电力用户月度用电量进行分摊，填谷需求响应市场补偿费用由发电侧承担分摊责任。市场化电力用户度电分摊上限设置为 0.01 元/kW·h，超过部分不再进行分摊，补偿缺额按照原补偿费用等比例消减。当市场化电力用户单户月度分摊总金额不足 0.01 元时，按零计算、次月滚动回收。

市场的组织流程等可参考政策原文。

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