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广东2022需求响应之“找不同”
热辣辣的2022年市场化需求响应实施细则，与2021年相比有哪些调整呢，且听调小答为您一一道来~~
1
市场准入
1
需求响应代理关系更加灵活
原方案：一般用户只能通过有电能量代理关系的售电公司代理参与需求响应，批发用户可视同负荷集成商直接参与市场化需求响应。
新方案：工商业用户以月为最小单位，可以选择代理自己电能量交易的售电公司，也可以选择其他已经注册为负荷聚合商的售电公司、或第三方独立主体聚合商；其中，2021年年用电量500万千瓦时及以上、且调节能力达到0.3兆瓦的工商业用户可选择独立参与。
2
虚拟电厂聚合门槛有所下调
原方案：单个虚拟电厂响应能力不低于1MW，单个需求响应资源响应能力不低于0.2MW，响应时长均不低于1小时。
新方案：非直控虚拟电厂的调节能力为所聚合响应资源的响应能力之和且不低于0.3兆瓦，单次响应持续时间不低于2小时。
3
响应资源类型更加宽泛
原方案：用户侧储能装置、充电桩、工业生产、制冷、制热等用户可调节负荷资源。
新方案：传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、用户侧储能、电动汽车充电设施、分布式发电、智慧用电设施等。
2
日前邀约需求响应交易组织
1
申报时间更加充裕
原方案：市场运营机构D-2日12:00前发布邀约、D-1日14:00前发布结果。
新方案：市场运营机构D-5日15:00前发布邀约、D-1日15:00前发布结果。
2
基线负荷分类更加精细
原方案：工作日、周六、周日和节假日四种类型。
新方案：工作日、周六、周日、法定节假日和调休节假日五种类型。其中因调休导致的周末上班日视为工作日；调休节假日的样本选取参考周日基线负荷制定，但不纳入正常周日基线负荷计算样本库。
3
参考基线和结算基线实现统一，
收益预期更加稳定
原方案：基线负荷分为参考基线和结算基线。其中参考基线基于D-5日及以前与运行日（D日）同类型日的实测负荷样本计算得到，于D-2日发布；结算基线基于D-1日及以前与运行日（D日）同类型日的实测负荷样本计算得到。
新方案：现阶段需求响应资源的参考基线和结算基线为同一套基线负荷数据。基线负荷基于D-8日及以前与运行日（D日）同类型日的实测负荷样本计算得到，于D-5日发布。
3
评价与结算
1
响应执行要求有所提高
原方案：
(1)如该小时实际响应执行率在[50%,70%)之间，则该小时的收益按60%结算；
(2)如该小时实际响应执行率在[70%,120%]，该小时的收益按实际响应容量足额结算；
(3)若该小时实际响应执行率大于120%，该小时的收益按中标响应容量的120%进行结算；
(4)实际响应执行率低于50%时，视为无效响应，收益结算为0，并且对中标量的50%和实际响应量之差，按出清价的30%和0.5元/千瓦时取大进行考核。
新方案：
(1)如该小时实际响应执行率在[50%,80%)之间，则该小时的收益按50%结算；
(2)如该小时实际响应执行率在[80%,120%]，该小时的收益按实际响应容量足额结算；
(3)若该小时实际响应执行率大于120%，该小时的收益按中标响应容量的120%进行结算；
(4)实际响应执行率低于50%时，视为无效响应，收益结算为0，并且对中标量的50%和实际响应量之差，按出清价的60%和0.5元/千瓦时取大进行考核。
2
资金来源有所拓宽
原方案：由需求地区直接交易市场用户（包括批发用户和零售用户）分摊。
新方案：需求响应费用来源新增现货市场发电侧市场考核及返还费用（不含中长期偏差考核和南方区域“两个细则”考核），当现货市场发电侧市场考核及返还费用等资金无法覆盖需求响应费用时，按照需求响应各交易品种费用占总费用的比例，将现货市场发电侧市场考核及返还费用等资金支付至各交易品种，不足部分由需求地区全部电力用户（包括市场直接购电用户和电网企业代理购电用户）按结算月份月度实际用电量比例分摊。
4
关键参数变化
变化就这么点？
以上仅仅是日前邀约需求响应的主要变化点。
为应对日前、日内、实时等不同时间尺度的系统调节需要，广东还将逐步推出可中断负荷、直控型可调节负荷（虚拟电厂）竞争性配置等交易品种，根据资源调节灵活性、调节成本等差异，构建更加完善的收益机制，激励用户加快对调节资源进行改造升级，引导用户调节向更灵活、可控、无感的方向发展，为电力保供和新型电力系统建设培育新的助力。
未完待续，敬请期待！
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