附件2019 年重庆电网丰水期需求响应实施方案（试行）为进一步深化电力需求响应工作，提升网供负荷水平，缓解电网调峰压力，促进清洁能源消纳，按照国家发展改革委发布的《电力需求侧管理办法（修订版）》及《有序用电管理办法》总体要求，根据《重庆市工业领域电力需求侧管理专项行动计划方案（2016-2020 年）》，结合我市用电特点实际，特制定本实施方案。
一、实施背景受自身能源资源禀赋限制，重庆电网属典型受端电网，对外购电依赖性较大，年均有 1/3 电量需通过跨省跨区外购调入，电网调节能力较弱。
近年来，重庆市电力负荷增长迅速，2018 年，统调最大负荷 2048 万千瓦，刷新最大负荷记录，电网峰谷差率达39.68%。
同时，电力负荷对气候敏感性高，夏季空调降温负荷占最大负荷的比重超 50%，存在季节性短时电力紧缺问题，特别是夏季最大负荷期间保供应压力大，低谷时段电网调峰困难，对消纳四川水电等清洁能源造成影响，也降低了火电企业运营经济性。
#目前，尽管可采用行政化的有序用电方式开展负荷管理但实际操作不灵活且对企业生产易造成一定影响，因此，我市现亟需采取灵活的需求侧响应方式，运用经济杠杆，引导用户根据自身用电特点优化用电方式，缓解供需矛盾，同时提升用户和电厂运行经济性。
二、总体要求（一）工作目标通过市场化手段挖掘用户侧响应资源，引导用户主动参与丰水期需求响应，减小峰谷差，减轻用电高峰时期电网运行压力，进一步促进清洁能源消纳。
（二）工作原则1.政府主导，多方参与。
发挥政府在需求响应实施过程中的引导作用，组织用户积极参加需求响应工作，形成多方广泛参与的盈利模式。
2.安全为本，市场运作。
在满足安全生产要求的前提下，保障电网运行安全、用户安全生产。
以市场化方式引导用户参与系统调节，以价格激励用户参与需求响应，实现负荷平衡和削峰填谷。
3.自愿参与，节能高效。
基于电网实际需要和用户构成实际情况，通过用户削峰填谷提高重庆电网供电安全运行水平，发挥资源配置作用，提升能源利用效率。
三、实施内容（一）响应途径2019 年丰水期需求响应主要采取两种方式：低谷电增量交易试点和主动移峰负荷响应试点。
利用价格引导电力用户调整生产或短时停止生产用电，削减高峰负荷保障电网供电安全。
（二）响应方式丰水期需求响应采用约定需求响应和实时需求响应两种形式。
电力用户主要通过加班生产、移峰生产等方式减少高峰负荷，提升谷段用电负荷，并按要求向重庆电力交易中心和重庆市电力公司完成意向确认。
（三）参与对象本次需求响应是重庆电网首次以削峰填谷为目标的响应试点。
为保证需求响应取得实效，根据我市负荷用电情况，参与对象主要聚焦重庆市电力公司供区范围内负荷量较大、负荷调节能力较强的的企业。
四、工作流程（一）申报备案参与低谷电增量交易试点和主动移峰负荷响应试点的电力用户需在本方案发布后 10 个工作日内，分别向重庆电力交易中心和重庆市电力公司申报并完成意向确认。
重庆电力交易中心、重庆市电力公司将电力用户申报情况汇总后报市经济信息委备案。
（二）响应执行重庆电力交易中心根据电力用户低谷用电需求，负责购买四川低谷水电；重庆市电力公司根据电网运行状况，按需启动主动移峰负荷需求响应，响应日前完成响应邀约和确认；电力用户按照需求响应约定调整生产，完成响应负荷的削减。
（三）效果评估执行电力需求响应周期结束后，重庆电力交易中心、重庆市电力公司需对执行情况进行效果评估和总结。
（四）补贴发放重庆电力交易中心、重庆市电力公司在需求响应执行周期结束后 30 日内，对电力用户执行有效性进行判断，并按照方案确定的标准计算补贴金额，报市经济信息委核实后开展补贴发放工作。
（五）资金来源丰水期需求响应补贴资金来源于丰水期消纳低谷增购电的价差空间，若 2019 年资金有结余，滚动纳入 2020 年需求响应补贴。
五、组织保障重庆电力交易中心、重庆市电力公司协助市经济信息委开展电力需求响应实施工作，并初步完成需求响应用户的筛选，需求响应结束后将评估结果及时反馈至市经济信息委及电力用户，确保电力用户参与自主性和参与响应负荷合规性。
电力用户（售电公司）如对效果评估有疑义，可提出复核申请，确有问题的，应修订核实后公示。
需求响应措施不能有效削减尖峰负荷时，启动有序用电方案，组织工商业用户有序生产和用电，保障居民用电安全。
附件：1.2019 年丰水期低谷电增量交易试点方案2.2019 年丰水期主动移峰负荷需求响应试点方案附件 12019 年丰水期低谷电增量交易试点方案2018 年重庆统调最高负荷为 2048 万千瓦，平均峰谷差率 39.68%，电网调峰困难。
2018 年我市增购四川水电总电量 44 亿千瓦时，均在丰水期峰、平段购入，受我市负荷特性影响，无能力消纳四川丰水期低谷电，谷段有价格优势的电量难以被利用于改善电网运行特性。
为有效利用四川丰水期低价谷电，2019 年试点开展丰水期低谷电增量交易，在不影响 2019 年增购市外 90 亿千瓦时低价电工作的基础上，运用四川丰水期低谷电价优势引导我市电力用户调整生产计划（含电动汽车充电绿电交易），增加谷段用电负荷，改善夏季用电紧张、调峰困难矛盾，保障夏季高峰时段供应需求和电网运行安全。
一、试点范围及条件（一）试点时间2019 年 7 月至 9 月。
（二）试点主体1.国网重庆市电力公司供区范围内，2018 年年用电量500 万千瓦时及以上，并能够调整生产计划、增加低谷时段用电负荷的工商业用户。
2018 年以后新投产用户年用电量暂按实际用电量折算到全年达到 500 万千瓦时及以上。
2.售电公司可代理符合条件的工商业用户参与试点，提供低谷电增量交易咨询和相关技术服务。
二、用户申报及备案拟参与丰水期低谷电增量交易的电力用户在试点时间范围内每月底前，向重庆电力交易中心提供次月低谷电增量交易申请或补充协议等资料（7 月可申报当月）。
其中：对于未参加市场化交易的电力用户直接向重庆电力交易中心提供低谷电增量交易申请；对于已参加市场化交易的电力用户，原直接交易合同关系不变，低谷电增量交易通过原直接交易合同主体签订补充协议明确。
申请或补充协议中须明确电力用户 2019 年参与交易的分月电量及低谷段分月增量、2018 年丰水期分月电量及低谷段分月电量等，2018 年以后新投产用户需明确正常投产以后分月电量及低谷段分月电量。
若由售电公司代理参与的，售电公司与电力用户还应自行明确收益分配标准及结算方式等。
重庆电力交易中心对电力用户提交的相关资料进行核实确认，并将确认后的电力用户相关资料报市经济信息委备案。
三、低谷电增量判定标准低谷电增量即符合条件的工商业用户将原峰、平段用电负荷调整至谷段所产生的电量，其中低谷段时间为当日23:00 至次日 7:00。
电力用户低谷电增量交易负荷基线按其 2018 年丰水期谷段平均用电比例进行计算，低谷电增量按对应时段谷段平均比例提升量值进行计算。
电力用户历史电量数据由重庆市电力公司核定，重庆电力交易中心根据核定结果计算低谷电增量交易的负荷基线，并报市经济信息委备案。
其中：电力用户谷段平均用电比例=∑月度历史谷段用电量/∑月度历史总用电量。
电力用户谷段实际用电比例=∑月度谷段实际用电量/∑月度实际用电量。
电力用户月度低谷电增量=（谷段实际比例-谷段平均比例）×月度实际用电量。
2018 年丰水期谷段平均用电比例无数据来源计算的，暂按 33%确定，超过部分认定为增量。
四、低谷电增量交易组织实施（一）交易组织方式丰水期四川低谷水电由重庆市电力公司统一组织，具体由重庆电力交易中心负责。
丰水期低谷电增量交易由重庆电力交易中心负责组织。
（二）交易合同执行原则对于未参加市场化交易的电力用户，根据低谷电增量交易申请中明确的分月增量与收益分配标准按月结算、按交易周期清算。
对于已参加市场化交易的电力用户，根据低谷电增量交易补充协议中明确的分月增量与收益分配标准按月结算、按交易周期清算。
低谷电增量交易补充协议优先其它合同结算。
年度双边协商交易合同在扣除低谷电增量交易电量后按原双边协商价格结算。
（三）交易计划调整电力用户每月向重庆电力交易中心申报次月调整电量时需明确月度总电量和低谷用电量。
五、收益分配及发放（一）收益分配原则低谷电增量交易采用价差传导方式传导收益，价差为四川低谷水电与重庆综合购电均价的差值，收益为价差与购入低谷电总量的乘积。
收益主要用于电力用户，网内相关火电企业可获得一定补偿，重庆电力交易中心收取交易手续费。
其中：电力用户：按照实际低谷电增量获取收益，暂按价差空间 70%进行分配，并实行激励机制：低谷实际用电量/低谷计划用电量<40%，补偿价格系数为 0；40%≤低谷实际用电量/低谷计划用电量＜80%，补偿价格系数为 0.6；80%≤低谷实际用电量/低谷计划用电量＜120%，补偿价格系数为 1；低谷实际用电量超出计划用电量 120%的电量按原销售电价或双边协商合同电价结算。
为电力用户提供交易咨询和相关技术服务的售电公司具体收益由双方协商确定。
火电企业：对实际低谷电增量所获收益暂按价差空间的15%进行补偿；对购入低谷电总量超出用户侧实际低谷电增量部分补偿主要用于对火电企业补偿。
重庆电力交易中心：暂按价差空间的 5%收取交易手续费。
剩余收益纳入主动移峰负荷需求响应补偿资金。
（二）收益发放。
低谷电增量交易收益发放采用按月结算、按交易周期清算方式。
试点交易结束后，重庆电力交易中心将交易总体情况及收益测算结果报市经济信息委核实后，采用向电力用户退补电费、向发电企业补贴方式实施。
市经济信息委对资金管理情况实施监督检查。
附件 22019 年丰水期主动移峰负荷需求响应试点方案2013-2018 年，重庆市电力负荷增长迅速，统调最大负荷由 1405 万千瓦增涨至 2048 万千瓦，刷新最大负荷记录，年均增长 10.4%，超过统调最大负荷 97%平均约 4.8 小时，超过统调最大负荷 95%平均约 14.2 时，电网尖峰负荷持续时间短。
重庆电网季节性电力紧缺时有发生，夏季最大负荷期间电网保供应压力大。
通常对负荷侧的管理主要依赖行政化的有序用电措施，在实际操作中并不灵活，对企业生产也易造成一定影响，故亟需采取灵活的市场化需求响应方式，引导用户削减高峰负荷，促进电力供需平衡、保障系统稳定运行。
一、试点范围及条件（一）试点时间2019 年 7 月至 9 月。
（二）试点用户条件1.国网重庆市电力公司供区范围内具备单独户号，具备无线公网、230 专网加密控制双模远程通信方式的用电信息采集终端，运行容量 1000kVA 及以上的工商业用户。
2.有能力和条件在夏季用电高峰日 11:30-16:30 时段削减负荷，以一个用电信息采集终端为单位，一个终端视为一个用户，原则上每个工业用户负荷响应量不低于 1000 千瓦，每个商业用户负荷响应量不低于 500 千瓦。