为进一步加强电力需求侧管理，优化电力资源配置，保障全省电力供需平衡、电网安全稳定运行，根据《电力负荷管理办法（2023年版）》《电力需求侧管理办法（2023年版）》等文件精神，制定本实施方案。
一、工作目标
按照国家发展改革委、国家能源局和省委、省政府关于电力保供工作部署，坚持安全第一、市场主导、经济高效的原则，通过市场化手段，进一步提升电力资源市场化配置水平，提高电力安全保供能力。结合江西电力供需形势和市场化改革实际，健全完善市场化需求响应工作机制，激励各类经营主体主动参与电力系统平衡调节，促进形成不低于全省最大用电负荷5%的需求响应能力，为能源绿色低碳转型和新型电力系统建设提供可靠支撑。
二、需求响应资源准入条件
（一）资源类型
需求响应资源为经营主体可调节负荷，按负荷类型可分为工商业可调节负荷、建筑楼宇负荷、虚拟电厂、电动汽车充电设施、用户侧储能负荷等，鼓励独立储能和电源配套储能在满足调度指令要求的前提下通过负荷聚合商或虚拟电厂聚合的方式参与需求响应。
（二）准入条件
1.电力用户。在国网营销管理系统具有省内独立的电力营销户号；具备全天96点负荷曲线采集能力及数据传送条件；响应时长不低于1小时，响应能力不小于200千瓦，响应能力小于200千瓦的电力用户可通过负荷聚合商代理参与。
2.负荷聚合商。具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任；具备售电公司资质并在江西省电力交易中心平台注册生效；集成负荷响应能力不低于2000千瓦。
3.虚拟电厂。具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任；虚拟电厂及其聚合的各类资源对应的经营主体应按照《售电公司管理办法》《电力市场注册基本规则》《江西省虚拟电厂建设运营工作指南》等要求，在省电力负荷管理中心完成能力测试并在电力交易中心完成注册；响应能力不低于5000千瓦。
三、市场注册
（一）电力用户
1.基本信息：用户编号、用户名称、计量点编号、结算户号、电压等级、资源类型、所处地区等。
2.技术信息：最大响应能力、最小响应能力、最大响应时长、最小响应时长、可响应时段等。
3.注册流程：直接入市交易的电力用户通过电力交易系统、未直接入市交易的电力用户通过“智•享节电”小程序申请注册成为需求响应电力用户，填写提交基本信息及技术信息后，由属地电力负荷管理中心审核通过后生效。
4.注册信息变更：需求响应电力用户通过电力交易等系统发起信息变更，由属地电力负荷管理中心审核通过后生效。
5.其他要求：电力用户可自主参与或选择完成市场注册的负荷聚合商、虚拟电厂代理参与需求响应。一户用户仅能由同一个主体代理参与需求响应和电能量交易。
（二）负荷聚合商
1.基本信息：提供代理电力用户参与需求响应的代理合同及基本信息、约定调节方式、收益分成等相关事项，其代理用户须满足准入条件。
2.技术信息：最大响应能力、最小响应能力、最大响应时长、最小响应时长、可响应时段等。
3.注册流程：通过电力交易等系统录入基础信息，经省电力负荷管理中心审核通过后注册生效。负荷聚合商在注册时应提供与被聚合资源的代理关系。
4.注册信息变更：通过电力交易等系统发起变更申请，经省电力负荷管理中心审核通过后生效。
（三）虚拟电厂
1.基本信息：提供代理用户参与需求响应的代理合同及基本信息、约定调节方式、收益分成等相关事项，其代理用户须满足准入条件。
2.技术信息：包括调节能力上下限、调节速率、连续调节时长、系统数据交互等基础参数。
3.注册流程：通过电力交易等系统录入虚拟电厂基础信息并选择参与市场交易品种，经省电力负荷管理中心组织能力校核、完善技术信息后注册生效。虚拟电厂在注册时应提供与被聚合资源的代理关系。
4.注册信息变更：通过电力交易等系统发起变更申请，经省电力负荷管理中心组织测试、更新技术信息后生效。
（四）注册生效时间及退出要求
经营主体注册提交的信息，经省电力负荷管理中心审核通过后，即完成注册，若未通过审核，由省电力负荷管理中心进行解释并指导修改注册信息。省电力交易中心应及时将相关经营主体注册信息及变更信息推送省电力负荷管理中心。省电力负荷管理中心每月对通过审核及发生变更的经营主体汇总公示。申请退出需求响应市场的，原则上将待履行的合约交割完毕，结清相关费用后方可退出。
（五）需求响应合同或协议
1.电力用户、负荷聚合商、虚拟电厂参与需求响应前，应与电网企业签订需求响应合作协议，明确各方权利义务。
2.电力用户由负荷聚合商或虚拟电厂代理参与需求响应交易的，双方应签订需求响应代理合同，作为需求响应零售交易及结算的执行依据。合同信息包括但不仅限于收益分成及费用分摊方式等。
3.负荷聚合商、虚拟电厂需求响应结算与电能量交易结算共用履约保函（保险）。
四、交易品种及补偿标准
交易品种分为邀约型削峰、实时型削峰、邀约型填谷响应三类。邀约信息在执行日前一天10:00前发布的，为邀约型需求响应，否则为实时型需求响应。需求时段以1小时为最小单位，以整点作为起止时间。
1.邀约型削峰响应指经营主体在电网预测到未来用电高峰前，接收邀约通知后，在约定时段主动减少用电负荷。邀约型削峰响应补偿标准上限、下限分别为3元/千瓦时、0元/千瓦时，最终补偿标准由市场竞价形成。
2.实时型削峰响应指经营主体在电力系统出现紧急供需紧张或短时缺电时，按照电网企业调控要求，立即削减用电负荷。实时型削峰响应以最近一次邀约型削峰补偿市场竞价结果乘以补偿系数为补偿标准，补偿系数暂定1.5。
3.邀约型填谷响应指经营主体在电网清洁能源大发、消纳存在困难或需保障实时平衡时，接收邀约通知后，在约定时段主动增加用电负荷。邀约型填谷响应补偿标准上限、下限分别为0.5元/千瓦时、0元/千瓦时，最终补偿标准由市场竞价形成。
五、需求响应执行流程
（一）申报方式
直接参与市场交易的用户，以户为单元在电力交易系统提交申报信息；未直接参与市场交易且未被代理的用户，以户为单位在“智•享节电”小程序提交申报信息；由虚拟电厂、负荷聚合商代理参与的用户，由虚拟电厂、负荷聚合商打包在电力交易系统提交申报信息。
（二）实施流程
1.需求评估：省电力调控中心于执行日前一天9:30前根据全省统调负荷预测、外购电计划等相关信息，测算执行日电力正负备用及邀约型需求响应调控需求，并根据电力供需变化，测算实时型需求响应调控需求。省电力公司进行综合研判，向省能源局报备后可按需发起需求响应。
2.响应竞价：邀约型需求响应于执行日前一天10:00前、实时型需求响应于执行日10:00前，由省电力交易中心和省电力负荷管理中心经电力交易平台、“智•享节电”微信小程序等系统向所有完成注册的主体发布需求响应信息，并同步发送邀约短信。参与主体应充分考虑实际用电情况，合理确定交易品种及可响应容量。申报截止时间邀约型需求响应为执行日前一天14:00、实时型需求响应为执行日14:00，过期未反馈者视为放弃参与。邀约型需求响应参与主体提供单段报价，实时型需求响应参与主体无需报价，申报的可响应容量最小申报单位为10千瓦，申报下限不小于其最小响应能力，申报上限不大于其最大响应能力。
3.交易出清：邀约型需求响应于执行日前一天15:00前、实时型需求响应于执行日15:00前，省电力交易中心会同省电力负荷管理中心根据参与主体申报价格、容量等信息，按照“价格优先、时间优先、容量优先”原则开展边际出清，边际交易单元容量大于剩余容量时全量出清，形成成交结果，并送省电力调控中心。
4.结果发布：成交结果确定后，省电力交易中心、省电力负荷管理中心通过电力交易等系统发布需求响应交易成交结果，并同步发送中标短信，提醒参与主体做好执行准备。负荷聚合商、虚拟电厂应将成交结果告知其代理的用户，并组织相关用户实施需求响应。
5.响应执行：需求响应执行日参与主体按中标结果执行需求响应。用户收到中标短信后，应提前做好用电安排，按时按量自主调节用电负荷。属地电力负荷管理中心负责对中标用户实际响应情况进行监测和监督。
六、效果评估及收益计算
（一）基线负荷计算
根据需求响应时间，将样本日的日期类型划分为工作日和非工作日。从电力用户或虚拟电厂负荷数据中，取缺口发布日前4个工作日或前2个非工作日，且该日不存在需求响应、紧急错避峰、配合电网停电检修等特殊情况下的用户同时段每15分钟数据作为计算样本数据。
虚拟电厂、负荷聚合商代理用户参与响应的，以打包方式计算虚拟电厂、负荷聚合商的整体基线负荷。
（二）响应评估标准
1.需求响应实施效果以电网企业计量自动化系统中经营主体响应时段内15分钟平均负荷为评估依据；用户侧计量故障或取数异常时，专线用户以变电站侧电量为基数，参照上月线损率剔除线损电量后，折算出的小时平均负荷作为最终结算依据；非专线用户以基线负荷对应的日均电量为基数，减掉响应日电量后，折算出的小时平均负荷作为最终结算依据。
2.实际响应容量以15分钟作为一个时段进行计算，具体计算公式如下：
1）削峰需求响应每15分钟实际响应容量=（下网基线负荷-实际测量下网平均负荷）+（实际测量上网平均负荷－上网基线负荷）。
2）填谷需求响应每15分钟实际响应容量=实际测量下网平均负荷－下网基线负荷。
3）实际响应容量与中标容量比＜50%的，视为无效响应；50%≤实际响应容量与中标容量比＜80%的，实际响应容量的60%计入有效容量；80%≤实际响应容量与中标容量比≤120%的，实际响应容量全部计入有效容量；实际响应容量与中标容量比＞120%的，有效容量按中标容量的120%计算。
单次响应有效响应容量=Σ响应时段内每15分钟有效响应容量÷响应时段数，响应时段数指以15分钟为周期的数量。
直接参与需求响应的用户，有效响应容量以户为单元进行计算。以虚拟电厂或负荷聚合商代理参与需求响应的，以虚拟电厂或负荷聚合商为单元打包计算有效响应容量。
（三）响应收益计算
响应收益=有效响应容量×中标价格×响应时间×价格系数。
（四）响应效果公示
省电力负荷管理中心会同电力调控中心开展响应效果评估，计算相应响应收益，并在响应结束3个工作日内进行公示。经营主体对公示结果有异议的，在7个工作日内通过电力交易等系统进行反馈，由属地电力负荷管理中心进行核实和解释。仍不能解决争议的，报属地能源主管部门协调解决。
公示期满，省电力公司按月将响应费用及参与企业明细报省发展改革委、省能源局备案。
七、资金兑付
（一）资金来源
省电力负荷管理中心根据响应效果公示结果，出具结算依据，并报电力交易中心进行费用分摊。需求响应资金纳入系统不平衡资金，按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则进行分摊，其中：
1.削峰类响应费用由全体工商业用户（不含独立储能等新型经营主体）按需求响应执行时段的用电量进行分摊。
2.填谷响应费用由省内集中式新能源、分布式新能源、燃煤火电机组在需求响应执行时段的上网电量进行分摊。不具备分时计量条件的电厂按同类型电厂上网典型曲线计算分时段上网电量。
3.因计量或抄表差错等原因造成用户实际用电量与前期用于结算的用电量不一致时，按照江西电力市场结算实施细则相关规定开展需求响应资金追退补。
（二）收益兑付
电力用户直接参与需求响应的，响应收益以电费方式退至用户；负荷聚合商或虚拟电厂收益单独与电网结算，其代理用户收益由虚拟电厂或负荷聚合商按约定分成比例与用户结算。
八、保障措施
（一）省能源局牵头组织全省电力市场化需求响应工作，加强统筹协调，确保需求响应机制高效运行。各设区市电力主管部门要会同供电企业加强政策宣传和解读，加强各类负荷资源滚动摸排，引导各类主体积极参与电力市场化需求响应，形成不低于本地区最高用电负荷5%的负荷调控能力。
（二）国网江西省电力有限公司负责全省电力市场化需求响应方案的具体执行工作，指导省电力调度控制中心加强电力供需监测预警，动态评估供电缺口并提出需求调控规模，并配合省电力负荷管理中心做好需求响应效果评估等工作。指导省电力负荷管理中心不断完善新型负荷管理系统等平台功能，加强与电力交易系统互联互通，做好需求响应协议签订、能力校核、统计分析、信息公开等工作，并督促各地电力负荷管理中心加强实体化建设，做好负荷资源维护，实现统一管理、统一调控和统一服务。
（三）省电力交易中心负责组织经营主体入市交易，要加强电力交易系统运行维护，做好市场注册、入市协议管理，并按要求开展响应申报、交易出清、费用分摊、信息公示等工作。
（四）需求响应电力用户要结合实际认真评估确定自身响应能力，准确填报注册信息，加强负荷管理装置、电能管理系统运行维护，积极参与系统平衡调节，在保障安全的前提下，严格按要求实施需求响应，确保执行效果。
（五）负荷聚合商、虚拟电厂应充分发挥专业技术优势，加强对代理用户用电习惯和设备特性分析，将所属用户用电数据实时传送至省新型电力负荷管理系统，实现用户负荷精细化、规模化灵活调控。同时，组织代理用户按要求参与需求响应，并规范资金分配结算，保障各方权益。