一、明确虚拟电厂市场主体地位

　　虚拟电厂运营商（负荷聚合商）可作为市场主体参与需求响应，聚合可调节容量应不低于5000千瓦，暂不得代理已直接签约需求响应市场的用户。应为具有独立法人资格、独立财务核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。应建有运营支持系统，具备资源接入、运营管理、资源监视、聚合调节、数据上报、指令接收及分解执行等功能，并将相关数据和调控通道接入新型电力负荷管理系统。每个电力发用电户只能由一家虚拟电厂（负荷聚合商）代理。聚合资源调节与电能量代理关系不一致的，应在聚合套餐或协议中明确虚拟电厂运营商与电能量代理商、聚合资源的权责利益关系。

　　二、建立填谷需求响应市场

　　（一）启动条件。当预测燃煤、抽水蓄能、独立储能等常规调峰手段用尽后仍存在连续5日及以上新能源消纳缺口时，电网企业向省发展改革委提出实施启动填谷需求响应申请，经同意后执行。

　　（二）竞价出清。填谷需求响应仅启动日前响应，待市场成熟后开启日内响应和快速响应市场。电网企业月前在网上国网APP发布填谷需求响应公告，参与主体应在规定时间内报量报价，价格申报最小单位为0.0001元/kWh，最高限价暂按南网0.3644元/kWh、冀北0.3720元/kWh执行。按照“价格优先、时间优先、容量优先”的原则出清，确定填谷响应的中标主体、出清价格和出清序位表，出清结果向省发展改革委报备。

　　（三）市场组织。电网企业在填谷响应执行前一天，根据新能源消纳缺口情况，按照出清序位表通过新型电力负荷管理系统、网上国网APP依次向全量中标主体发出邀约。中标主体在规定时间内反馈是否可参与本次需求响应、应约负荷。邀约截止后，按照“时间优先、容量优先”的原则，形成应约序位表。应约负荷不能满足负荷缺口时，调用月前形成的出清序位表中未应约用户补足。

　　三、优化削峰需求响应市场

　　（一）细化响应类型。按照响应类型分为日前响应、日内响应、快速响应和实时响应四种类型。冀北电网按照京津唐电网整体安排启动日内、快速和实时需求响应市场。
　　1.日前响应。电网企业于需求响应执行前一天，通过网上国网APP、新型电力负荷管理系统向中标主体发出邀约，中标主体于邀约截止时间前反馈应约容量，并在响应时段自行完成负荷调节，响应时长不低于2小时。
　　2.日内响应。电网企业于需求响应执行当日至执行前4小时，通过网上国网APP、新型电力负荷管理系统向中标主体发出邀约，中标主体于邀约截止时间前反馈应约容量，并在响应时段自行完成负荷调节，响应时长不低于2小时。
　　3.快速响应。电网企业于需求响应执行前30分钟至4小时内（含4小时），通过网上国网APP或新型电力负荷管理系统向中标主体发出紧急通知，中标主体应按通知要求自行完成负荷调节，响应时长不低于1小时。
　　4.实时响应。电网企业按签约负荷，在需求响应执行前30分钟内（含30分钟）向中标主体发出紧急通知，由用户自主调节或直接对用户进行远程调控，响应时长不低于1小时。

　　（二）启动条件。电网企业及其调度机构要以保障电网安全、民生供热稳定为前提，优先应用省间现货市场、应急调度等手段保障电力供需平衡。当预测发生电力供应缺口，或因电网严重故障引发系统裕度不足、新能源出力大幅波动导致电网运行风险时，向省发展改革委提出实施削峰需求响应申请，经同意后执行。

　　（三）竞价出清。迎峰度夏（冬）期间，电网企业月前在网上国网APP发布日前响应公告、日内响应公告、快速响应公告、实时响应公告，参与主体应在规定时间内申报。日前响应报量报价，最高限价暂按3元/kWh执行。日内、快速和实时响应只报量不报价。日前响应按照“价格优先、时间优先、容量优先”的原则出清，确定削峰响应的中标主体、出清价格和出清序位表；日内、快速和实时响应按照“时间优先、容量优先”的原则出清，确定削峰响应中标主体和出清序位表。出清结果向省发展改革委报备。

　　（四）邀约确认。电网企业通过新型电力负荷管理系统、网上国网APP按响应类型向中标主体发出邀约或调用通知，并通过短信进行提醒。
　　1.日前和日内响应。向全量中标主体发出邀约。中标主体在规定时间内反馈是否可参与本次需求响应、应约负荷。邀约截止后，削峰需求响应按照“柔性优先、容量优先、时间优先”的原则，形成应约序位表。电网企业按照应约序位表依次确认参与响应的中标主体（以下简称响应主体）、应约负荷，直至满足负荷缺口。日前响应应约负荷不能满足削峰需求响应负荷缺口时，调用日内、快速和实时资源。仍不能满足缺口时，按照“柔性优先、容量优先”的原则，调用月前形成的日前出清序位表中未应约用户补足；若仍不满足电力缺口，以缺口规模对应等级的有序用电方案用户补足，这两类用户不发放补贴。
　　2.快速和实时响应。按照“调用次数少优先”原则，依次对出清序位表中标主体发出调用通知，到达出清序位表末位后从头开始。响应主体在收到通知后应及时调整用电安排，按时按量压降用电负荷。
　　（五）响应执行。日前、日内和快速响应主体应提前做好用电安排，按时按量压降用电负荷。电网企业在响应开始后，对削峰响应负荷未达到应约负荷80%的日前和日内响应主体，以及未达到中标容量80%的快速和实时响应主体，提醒告知后仍不达标的，对响应主体和响应主体代理用户采取远程负荷控制措施，确保响应执行到位。
　　四、加强负荷调控能力实调验证
　　各级电力运行主管部门会同属地供电公司，积极引导有序用电用户安装负荷控制装置、分路控制改造，将可调节负荷接入新型电力负荷管理系统，组织有序用电用户和削峰需求响应主体每年开展一次调控能力验证。每年12月底前收集用户次年检修和能力验证计划，每季度汇总分析验证情况。对负荷管理装置故障、控制功能缺失、分路负荷调整的用户，督导其配合整改，确保负荷管理装置功能完备、正常运行，远程控制能力逐步达到本地区最大用电负荷的20%。对削峰需求响应滞后、容量虚高、执行失效的主体细化调控方案、调整申报容量；对未按期完成验证或未完成整改的用户，定期通报。
　　五、完善费用结算与分摊机制
　　（一）明确效果核定原则。采用响应负荷与基线负荷比对的方式进行效果核定，基线负荷计算方法见附件3。响应主体同时参加日前、日内、快速、实时响应时，依据应约负荷优先进行日前响应效果核定，超出日前市场应约容量的实际响应负荷，再依次用于日内、快速、实时响应效果核定。
　　（二）强化虚拟电厂（负荷聚合商）偏差考核。参与削峰响应的虚拟电厂（负荷聚合商）负荷响应率低于80%时，低于80%的部分按偏差电量进行考核，考核标准为2倍出清价格，考核费用纳入需求响应补贴资金池参与清算。参与削峰响应的虚拟电厂（负荷聚合商）以银行履约保函、保险的方式向电网企业提供违约担保，每1千瓦签约响应能力不低于4.5元，银行履约保函、保险受益人确定为国网河北省电力有限公司、国网冀北电力有限公司。出现虚拟电厂（负荷聚合商）未能及时足额支付考核费用时，电网企业可向省发展改革委申请使用该虚拟电厂（负荷聚合商）的履约保函清算其欠费。

　　（三）完善费用结算模式
　　1.资金来源。需求响应补贴费用按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁分担”原则，采用“以支定收”的方式分摊。削峰需求响应补贴费用面向全部工商业用户（含市场化交易用户、电网企业代理购电用户）当月高峰时段（含尖峰）（市场化交易用户参考代理购电用户时段）电量分摊。填谷需求响应补贴费用面向燃煤火电、燃气机组、风电、集中式光伏电站及分布式光伏（不含带有扶贫性质的集中式、分布式光伏），在填谷需求响应执行时段的上网电量征收。电网企业按月对两类费用分别进行滚动清算，补贴的费用在用户之间实现收支平衡。

　　2.补偿标准。填谷日前响应采用电量补偿方式，按照填谷出清价格补偿。削峰日前和日内响应采用电量补偿方式，快速和实时响应采用容量+电量补偿方式，具体补偿方式如下。
　　电量补偿：日前响应按照出清价格进行补偿；日内响应按照出清价格1.5倍进行补偿，快速响应按照出清价格2倍进行补偿；实时响应按照出清价格的3倍进行补偿。电量补偿按照运营规则，采用“基于响应负荷的阶梯式”补贴方案。
　　容量补偿：快速响应标准按照1.5元/千瓦·月，实时响应标准按照3元/千瓦·月。快速、实时响应中标主体在需求响应出清月进行校核调用，对响应负荷超中标容量80%、且当月可控回路晚峰时段（河北南部地区夏季19-22时、冬季17-19时，冀北地区夏季18-21时，冬季17-19时）平均负荷高于该主体中标容量的，给予容量补贴。
　　3.结算与发放。需求响应执行月（M月）的次月，按照运营规则和本通知相关要求计算补偿费用，在网上国网APP公示后，M+2月进行结算与发放。独立参与需求响应的电力用户、集团户补贴费用由电网企业发放至电力用户电费账户。虚拟电厂（负荷聚合商）及其代理用户补贴分配方式由双方按照需求响应代理协议协商确定，经双方盖章确认的代理协议应向电网企业提交，补贴费用由电网企业按代理协议清分，并分别发放至代理用户电费账户和虚拟电厂（负荷聚合商）指定账户。