“十四五”可再生能源规划落地：大规模、高消纳、市场化

根据《国家发展改革委 国家能源局关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号），在各地测算的基础上，我们统筹提出了各省级行政区域2020年可再生能源电力消纳责任权重，现印发你们，请认真组织落实。

一、各省级能源主管部门会同经济运行管理部门要切实承担牵头责任，按照消纳责任权重认真组织制定实施方案，积极推动本行政区域内可再生能源电力建设，推动承担消纳责任的市场主体积极落实消纳责任，完成可再生能源电力消纳任务。各地要在2021年2月底前向国家发展改革委、国家能源局报送2020年可再生能源电力消纳责任权重完成情况。

二、国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司要切实承担组织责任，密切配合省级能源主管部门，按照消纳责任权重组织调度运行部门和交易机构等，认真做好可再生能源电力并网消纳、跨省跨区域输送和各类市场交易。国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司所属省级电网企业和内蒙古电力（集团）有限责任公司要在2021年1月底前向省级能源主管部门、经济运行管理部门和能源派出监管机构报送2020年本经营区及各承担消纳责任的市场主体可再生能源电力消纳量完成情况。

三、国家能源局各派出机构要切实承担监管责任，密切配合省级能源主管部门，按照消纳责任权重积极协调落实可再生能源电力并网消纳和跨省跨区交易，对监管区域内各承担消纳责任市场主体的消纳量完成情况、可再生能源电力交易情况等开展监管。各派出机构要在2020年12月底前，向国家能源局报送监管报告。

国家发展改革委、国家能源局有关部门将加强跟踪监测，计划2020年9月组织开展全国可再生能源电力消纳责任权重执行情况评估，并根据评估情况督促各省级能源主管部门、各电网企业、各派出机构进一步落实2020年可再生能源电力消纳责任，研究提出2021年可再生能源电力消纳责任权重初步安排。

综上，属于央企，副部级央企。

智汇光伏 今天2021年10月26日，国务院关于印发《2030年前碳达峰行动方案的通知》(国发〔2021〕23号)，文件提出：深化可再生能源建筑应用，推广光伏发电与建筑一体化应用。到2025年，城镇建筑可再生能源替代率达到8%，新建公共机构建筑、新建厂房屋顶光伏覆盖率力争达到50%。1、“碳达峰十大行动”重点实施能源绿色低碳转型行动、节能降碳增效行动、工业领域碳达峰行动、城乡建设碳达峰行动、交通运输绿色低碳行动、循环经济助力降碳行动、绿色低碳科技创新行动、碳汇能力巩固提升行动、绿色低碳全民行动、各地区梯次有序碳达峰行动等。 2、严控跨区外送可再生能源电力配套煤电规模，新建通道可再生能源电量比例原则上不低于50%。3．大力发展新能源。全面推进风电、太阳能发电大规模开发和高质量发展，坚持集中式与分布式并举，加快建设风电和光伏发电基地。加快智能光伏产业创新升级和特色应用，创新“光伏+”模式，推进光伏发电多元布局。坚持陆海并重，推动风电协调快速发展，完善海上风电产业链，鼓励建设海上风电基地。积极发展太阳能光热发电，推动建立光热发电与光伏发电、风电互补调节的风光热综合可再生能源发电基地。因地制宜发展生物质发电、生物质能清洁供暖和生物天然气。探索深化地热能以及波浪能、潮流能、温差能等海洋新能源开发利用。进一步完善可再生能源电力消纳保障机制。到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。4、实施节能降碳重点工程。实施城市节能降碳工程，开展建筑、交通、照明、供热等基础设施节能升级改造，推进先进绿色建筑技术示范应用，推动城市综合能效提升。实施园区节能降碳工程，以高耗能高排放项目（以下称“两高”项目）集聚度高的园区为重点，推动能源系统优化和梯级利用，打造一批达到国际先进水平的节能低碳园区。5．加快提升建筑能效水平。加快更新建筑节能、市政基础设施等标准，提高节能降碳要求。加强适用于不同气候区、不同建筑类型的节能低碳技术研发和推广，推动超低能耗建筑、低碳建筑规模化发展。加快推进居住建筑和公共建筑节能改造，持续推动老旧供热管网等市政基础设施节能降碳改造。提升城镇建筑和基础设施运行管理智能化水平，加快推广供热计量收费和合同能源管理，逐步开展公共建筑能耗限额管理。到2025年，城镇新建建筑全面执行绿色建筑标准。6．加快优化建筑用能结构。深化可再生能源建筑应用，推广光伏发电与建筑一体化应用。积极推动严寒、寒冷地区清洁取暖，推进热电联产集中供暖，加快工业余热供暖规模化应用，积极稳妥开展核能供热示范，因地制宜推行热泵、生物质能、地热能、太阳能等清洁低碳供暖。引导夏热冬冷地区科学取暖，因地制宜采用清洁高效取暖方式。提高建筑终端电气化水平，建设集光伏发电、储能、直流配电、柔性用电于一体的“光储直柔”建筑。到2025年，城镇建筑可再生能源替代率达到8%，新建公共机构建筑、新建厂房屋顶光伏覆盖率力争达到50%。

电力消纳：就是消化、吸纳。因为发电厂（无论是水电、火电、核电、风电电源）发电后送上网，电能无法方便地储存，不用掉就是浪费，所以就要将富余的电能经调度送到有电能需求的负荷点，这个过程就是消纳。

水电消纳，就是水力发电后的消化吸纳，我国水电发展较为迅猛，但是西部地区水电装机增长迅猛与水电消纳的矛盾，东部抽水蕾能增长缓慢与调峰需求之间的矛盾依照突出。

全国人大代表、国网四川省电力公司党委书记、董事长石玉东则表示：四川清洁能源的消纳问题应该放在全国范围来考虑，士须坚持” 两条腿走路”，一个是外送，一个是内消。实施西电末送。促进以四川为代表的西南水电开发利用是国家重要的战略措施。加快特高压直流，交流电网发展。

构建全国统一的电力市场，促进水电等清洁能源在全国范围优化配置。有利于推动西部贫因地区和民族地区脱贫攻坚，有利干构建清洁低碳、安全高效的能源体系，有利于防治大气污染，建设美丽中国。

扩展资料：

相关数据显示，2017年全国水电设备平均利用率依然处于下滑态势，低于2016年同期36小时，局部地区水电设备平均利用率下滑高于1000小时。

行业内人士由此纷纷吐槽：2017年的弃水量只多不少。更为严峻的是，在此前实施“西电东送”背景下，国家在西南规划建设了不少水电项目，按照规划，每年将有上千万千瓦的新增水电投产。

可再生能源消纳，关乎能源生产和消费革命能否成功，已引起国家层面高度重视。2017年11月，国家发改委、国家能源局印发的《解决弃水弃风弃光问题实施方案》明确指出，解决该问题，要坚持政府引导与市场主导相结合。

《方案》强调，要强化能源相关规划的约束力和执行力，加强事中事后监管，建立健全可再生能源电力消纳监督考核机制。着力完善市场体系和市场机制，发挥市场配置资源的决定性作用，鼓励以竞争性市场化方式实现可再生能源充分利用。

参考资料：人民网-四川水电消纳难应破除送出瓶颈

以风能、光伏发电为代表的新能源产业发展迅速，可再生能源发电与现代电网的融合成为了世界能源可持续转型的核心，发电技术继续沿着大规模、高效率和低成本方向持续进步。如果一定要有个比较的话，风电受到强风弱风影响比较大，光伏项目则在有光的地方即可发电。再者，风电项目对选址的要求比较高，而光伏项目中的分布式项目，只需要在适合的屋顶上安装即可，要求较低。这些因素，都会让光伏行业继续发展，而不会被风电淘汰。

综合因素考虑，其实风电和光伏发电之间并没有没有好坏发展之分，应该按照当地实际情况来合理规划发展。光电和风电都属于清洁可再生能源，光伏发电要求与风力发电相比相对较低，分布更广，有阳光就可以发展光伏发电项目，所以也更适合分布式项目的开发。能源领域是数据智能最有潜力的应用领域之一，不论风电还是光伏发电。

这个时代能源行业加快从传统的重资产投资和生产业务，向低碳、清洁能源、综合能源服务、能源数字化等方向转变，以后的科技实力的加持下风电和光伏发电前景的更是不可估量。许多能源企业已开始与可辅助进行数字化转型的科技企业合作，如Hightopo的三维数据可视化技术能将其产生的海量数据通过深度挖掘、分析、图表呈现出来应用价值，极大提升企业的运营效率，降低各类成本。

数据可视化能实现分布式能源的集中化、集约化，实现主动配电网集成项目的运行可视化——将以炫酷震撼的可视化效果展示出来。通过对各业务的组成框架和运营模式进行1：1还原，将业务运行模式与地理位置信息、三维模型、动画渲染等充分结合，实现其核心能力的可视化介绍，展示光伏能源或风电的数据应用场景。

数据的远程复制、备份、恢复与应用容灾，已成为能源信息化安全建设的重点。未来，我们一方面要积极拥抱能源数字化变革，一方面要筑牢数据应用安全的信息化堡垒。基于数字化技术，能源服务商能够实现对能源的合理规划和控制以及管理的可视化，真正做到生产、供电、供水、供气、供热等设施运转状态的全链条实时监控，为能源规划和控制提供可靠的数据依据，提高业务效率、节约管理成本，提升能源使用效率与节能增效水平。

二是采取针对性措施解决西南地区弃水问题。利用贵州送广东减送临时腾出的空间以及通过水火置换、市场化交易等方式，组织云南增送广东电量；加快四川电力外送通道建设，上半年川电外送500千伏第三通道已经投运，第四通道也在进一步推进中。今年上半年，西南地区弃水情况有所好转。

三是优化可再生能源系统调度运行。国家电网公司加大调控力度，充分发挥调度作用，实施全网统一调度，充分发挥大电网的作用，跨区域安排旋转备用容量和火电开机方式，深度挖掘系统调峰能力。南方电网公司充分利用大数据、云计算等技术，及时开展流域梯级、跨流域协调调度，这个也是起到了很好的作用。内蒙古电力公司也积极研究风电和光伏发电的技术特性，强化实时调度。

四是落实可再生能源电力消纳监测评价制度。印发了《可再生能源开发利用目标引导制度》，明确了各地区用电量中非水电可再生能源比重指标，另外出台了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，建立了可再生能源发电全额保障性收购制度，各地没有达到保障收购小时数要求的，在规模上要加以控制。

五是建立可再生能源发电就近消纳机制。指导内蒙古等地区扩大本地就近消纳，提高可再生能源保障性收购电量并扩大直接交易。结合北方地区清洁取暖工作，扩大风电清洁取暖规模，目前已安排供暖面积500万平方米，我们也在做一个北方地区清洁供暖的指导意见。另外，在河北、吉林等地区开展风电制氢示范工程。

“十五五”期间，产业结构调整取得重大进展，清洁低碳安全高效的能源体系初步建立，重点领域低碳发展模式基本形成，重点耗能行业能源利用效率达到国际先进水平，非化石能源消费比重进一步提高，煤炭消费逐步减少，绿色低碳技术取得关键突破，绿色生活方式成为公众自觉选择，绿色低碳循环发展政策体系基本健全。到2030年，非化石能源消费比重达到25%左右，单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降65%以上，顺利实现2030年前碳达峰目标。

全面推进风电、太阳能发电大规模开发和高质量发展，坚持集中式与分布式并举，加快建设风电和光伏发电基地。加快智能光伏产业创新升级和特色应用，创新“光伏+”模式，推进光伏发电多元布局。坚持陆海并重，推动风电协调快速发展，完善海上风电产业链，鼓励建设海上风电基地。积极发展太阳能光热发电，推动建立光热发电与光伏发电、风电互补调节的风光热综合可再生能源发电基地。因地制宜发展生物质发电、生物质能清洁供暖和生物天然气。探索深化地热能以及波浪能、潮流能、温差能等海洋新能源开发利用。进一步完善可再生能源电力消纳保障机制。到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。

2、鼓励储能、充电桩等直接运营及收益方以独立户号参与需求响应，区别于关联用户营销户号，提升参与需求响应积极性。

在需求响应可中断电价标准中增加响应速度系数

为更好的应对因新能源出力日内波动等突发情况导致的时段性电力供需矛盾，用户可在较短时间内完成与电网互动，弥补电力平衡缺口尤为重要，近年来我省重点加强了各地用户“快上快下”负荷调节能力建设。将需求响应可中断负荷电价响应速度系数由原来的3挡细分为6挡，可以更好的激励用户进一步提升响应速度，实现“快上快下”错避峰。

按此计算，普通用户需求响应可中断负荷电价最高为45元/千瓦。

对通过需求响应临时性增加（填谷）负荷，促进可再生能源电力消纳，执行可再生能源消纳补贴。约定响应谷时段可再生能源消纳补贴为5元/千瓦，平时段补贴为8元/千瓦。

明确尖峰电价收支平衡原则

尖峰电价增收的资金用于需求响应可中断电价和可再生能源消纳补贴的支出，按照公平、公开、透明原则安排使用。当年尖峰电价增收资金大于需求响应补贴需支出总额时，按照电价标准予以补贴，尖峰电价资金可跨年滚动使用；当年尖峰电价增收资金小于需求响应补贴需支出总额时，按照尖峰电价增收与补贴发放收支平衡原则，对补贴发放按比例折算。

详情如下：

江苏省电力需求响应实施细则

（修订征求意见稿）

为进一步深化电力需求侧管理，优化资源配置，促进清洁能源消纳，保障电力系统安全、平稳、绿色、高效运行，推动能源高质量发展，根据国家《关于深入推进供给侧结构性改革做好新形势下电力需求侧管理工作的通知》（发改运行规〔2017〕1690号）、《电力需求侧管理办法（修定版）》、《有序用电管理办法》和《国家发改委关于江苏省实施季节性尖峰电价有关问题的复函》（发改价格〔2015〕1028号）《关于认真做好2022年迎峰度冬电力供应保障工作的通知》等文件，结合我省近年来开展电力需求响应工作实际和市场化改革情况，制订本实施细则。

一、实施需求响应的意义

需求响应是指电力市场价格明显升高（降低）或系统安全可靠性存在风险时，电力用户根据价格信号或激励措施，改变其用电行为，减少（增加）用电，从而促进电力供需平衡、保障电网稳定运行。

近年来，受电力需求刚性增长和近年来省内大型支撑性电源投产不足影响，全省电力供需总体趋紧。叠加冬季极端寒潮天气、夏季持续高温等因素影响，电力保供压力不断增大。主要呈现以下特点：一是电力供需总体处于“紧平衡、硬缺口”态势。近两年迎峰度夏（冬）用电高峰时期，我省电力供需总体处于“紧平衡、硬缺口”态势，局部短时段“缺电力”的现象频发，对保障大电网安全稳定运行，提升快速应急响应能力提出了更高要求。二是尖峰负荷供需矛盾突出。江苏电网近5年最高负荷95%以上尖峰负荷平均持续时间仅有35.6小时左右，为解决不足50小时的电网尖峰负荷缺口配置发供电资源既不经济也不科学，尖峰负荷供需矛盾凸显。三是新能源出力具有较强的波动性和间歇性。目前省内风电、光伏等新能源发电比例显著提高，总装机容量达到4370万千瓦。其出力与天气变化耦合紧密，风电出力最大时可达1924万千瓦，最小时仅有4.5万千瓦；光伏出力白天最大时可达1376万千瓦（全口径），晚间为0，大大增加电力平衡难度。四是空调、采暖等负荷逐年增长，加剧电网季节性峰谷差。近几年，第三产业及居民采暖、制冷负荷飞速增长，2022年夏季持续高温天气下，全省最高空调负荷约6000万千瓦，达到最高调度负荷49%，在全额保障大民生用电的原则下，电网调峰困难问题更加突出。

尽管通过传统的行政管理手段能够有效控制用电负荷，达到保障供用电秩序稳定的目的，但在一定程度上将对工业生产造成一定的影响，组织协调实施难度不断加大，同时也难以适应当前稳中求进的经济社会发展工作大局。因此，通过实施需求响应，运用经济杠杆，引导电力用户提高电能精细化管理水平，主动开展需求响应削峰填谷，最大限度的减小缺电对企业生产经营活动的影响，对切实做到保电力安全与保经济增长统筹兼顾，优化资源配置，提高全系统能源效率具有十分重要的意义。

二、实施原则与目标

（一）实施原则

需求响应工作坚持“安全可靠、公正平等、开放透明”的原则。安全可靠是需求响应量建设和响应执行的基础，既要保障电网运行稳定可靠，也要保障企业生产安全运行；公正平等原则是保障需求响应工作有效开展的前提，在实施过程中严格按照相关法律政策和约定规则公正执行，对所有参与用户公平公正；开放透明原则是保障需求响应工作持续推进的关键，参与规则简单清晰,面向社会公开，鼓励广大用户自愿参与。

（二）工作目标

一是建立完善需求响应体系。体系包括市场模式、响应规则、技术架构、数据管理等，实现用电与电网之间互联互通互动，促进电力资源优化配置，推动负荷管理科学化、用电服务个性化。

二是缓解电力供需矛盾。将市场化的需求响应作为需求侧负荷管理的前置手段和柔性措施，优先通过开展需求响应缓解供需矛盾，尽可能保障企业生产经营活动的正常开展，维护供用电秩序的稳定。

三是削减尖峰负荷。形成最大用电负荷5%以上的需求响应能力，当电网备用容量不足、局部过载或是峰谷差过大时，通过引导用户开展需求响应实现移峰填谷，减小峰谷差，提高电网负荷率和运行效率。

四是引导用户实施精细化负荷管理。大力推进企业电能管理系统建设，实现对参与响应的用电线路和设备在线监测，结合监测数据和能效分析，开展用户电力负荷优化，提高电能管理水平。

五是促进可再生能源消纳。建立可再生能源消纳激励机制，鼓励引导用户以填谷为目的主动提升负荷，更低成本、更环保地提高电力系统灵活性，适应可再生能源的波动性，充分保障可再生能源的正常消纳。

三、实施内容

（一）申请条件

申请参与需求响应的电力用户应满足以下条件：

1.具有独立省内电力营销户号；

2.非居民用户应具备完善的负荷管理设施及用户侧开关设备，且运行状态良好。

3.已实现电能在线监测，并接入江苏省电力需求侧管理平台和新型电力负荷管理系统。

4.鼓励居民用户通过负荷集成商申请参与需求响应，具备智能家居控制系统或空调（家庭制冷/取暖设备）远程控制系统的居民用户，可通过需求响应平台申请参与需求响应。

5.工业企业需符合国家相关产业政策和环保政策，具有较高的能源管理和利用水平。

6.负荷集成商作为单个用户申请参与需求响应，其集成的电力用户需满足上述条件。

7.拥有储能、充电桩设施、数据中心、基站等其他具备可中断负荷的用户和运营商可以独立户号参与需求响应。

8.鼓励智能家居企业等成为负荷集成商，参与需求响应。

（二）响应方式

需求响应分为约定需求响应和实时需求响应两种方式。

1.约定需求响应

在响应日或响应时段前，电力用户（负荷集成商）将收到省电力负荷管理中心通过新型电力负荷管理系统、手机APP、电话等多种方式发出的响应执行通知，告知响应时间段及响应量。电力用户（负荷集成商）在确定参与响应后，可协商确定计划响应量，并在响应时段自行调整用电负荷完成响应过程。

参与约定需求响应的用电设备须实现用电信息在线监测（数据采集周期为15分钟，包括用电信息采集系统、调度系统、调度一体化电量系统），并接入省电力需求侧管理平台。

2.实时需求响应

参与实时需求响应的设备应具备可立即中断或快速中断的负荷特性，响应方式以自动需求响应为主。省电力负荷管理中心通过江苏省电力需求侧管理平台或新型电力负荷管理系统以完全自动化（或半自动化）方式内与电力用户（负荷集成商）电能管理系统（生产管理系统、自动化系统、控制系统）、智能家居管理系统等完成指令发送、响应量确认和负荷下降全过程，响应速度应至少达到分钟级。

参与实时需求响应的用电设备应具备以下能力：

（1）在线监测：数据采集周期为30秒（包括用电信息采集系统、调度系统、调度一体化电量系统），上报江苏省电力需求侧管理平台。

（2）远程控制：可接收江苏省电力需求侧管理平台发出的负荷调控指令并及时执行。

（3）响应状态设置：出于安全性或经济性考虑，电力用户（负荷集成商）有权根据实际情况改变特定线路或设备的响应状态（参与或不参与响应），并通过系统接口实时告知江苏省电力需求侧管理平台。

（4）对用电线路或设备的负荷调控，可通过加装专用的远程控制终端或与电能管理系统（生产管理系统、自动化系统、控制系统）、智能家居管理系统等实现对接。实时需求响应过程必须确保安全，须充分考虑生产工艺、流程实际情况，结合用电设备运行特征，在要求响应时段内实现用电负荷科学有序调控。

（5）通信报文加密：监测数据上报及控制指令下发报文均按系统要求进行加密。（居民家庭用电参与实时需求响应暂不做此要求）。

出于用电安全考虑，省电力负荷管理中心在响应结束后只发出响应解除通知，不发送自动复电指令，各电力用户（负荷集成商）在收到响应解除通知后自行复电。

（三）响应原则

1.各地每年完成协议签订的需求响应可中断负荷容量应达到当年预计响应目标的150%，作为需求响应能力储备。

2.单个工业用户约定响应量一般为该企业最高用电负荷的5%-20%；如遇极端天气、设备突发故障、新能源出力大幅波动等不可抗力情况下，原则上在不影响企业用电安全前提下，约定响应量不受限制。

3.负荷集成商视为单个用户参与需求响应，每个负荷集成商约定的响应量原则上不小于1万千瓦。

4.约定和实时需求响应原则上1天不多于2次、每次不超过2小时。如遇极端天气、设备突发故障、新能源出力大幅波动等不可抗力情况下，按照调度指令执行。

5.居民用户原则上由负荷集成商代理参与实时需求响应。

6.若用户委托负荷集成商参与需求响应，应与负荷集成商签订需求响应可中断负荷业务委托协议，确定参与的设备以及负荷量，明确安全责任，并将协议上传至需求响应平台。

（四）响应启动条件

1.削峰需求响应启动条件

（1）全省或部分供电分区呈现电力供需平衡缺口时（但不包含发生全网或局部电网紧急事故状态下的电力缺口情况）；

（2）全网用电负荷达到上一年度最高负荷的95%以上，或系统峰谷差率达到20%及以上；

（3）电网备用容量不足或局部负荷过载；

2.填谷需求响应启动条件

当用电负荷水平较低，电网调差能力不能适应峰谷差及可再生能源波动性、间歇性影响，难以保证电网安全稳定运行时，可启动填谷需求响应。

（五）响应实施

1、响应邀约

按照“一次申报、阶段邀约、随时调用”原则，电力用户（负荷集成商）每年年初根据自身实际自愿申报参与需求响应，省负荷管理中心分别在迎峰度夏和度冬前对申报成功的用户进行阶段性响应邀约（邀约时段一般为迎峰度夏和度冬相对应的时间节点），用户可再次确认参与响应的容量和时段，用户应邀后省电力负荷管理中心可根据电力供需形势随时调用需求响应资源。

2、响应启动

电力公司根据电力平衡缺口情况向省发改委提出需求响应启动申请，经同意后，省电力负荷管理中心向新型电力负荷管理系统发布各地需求响应调控指标信息，系统自动确定响应范围后通过新型电力负荷管理系统、手机APP、智能语音、电话等方式向用户（负荷集成商）发布响应执行通知，告知其负荷基线、响应量、响应时段。

当满足以下条件时，各设区市有权限自行启动需求响应执行，但事后必须向省发改委、省电力公司报备：地区或电网分区呈现供电缺口，且在当年省级调度或地区调度电网年度运行方式中已备案。

地市供电公司提出的需求响应启动请求经市发改委确认后，由地市发改委、供电公司根据实际需要确定负荷削减响应量，并向范围内的所有签约用户和负荷集成商发出响应通知。为统筹平衡全省需求响应资金使用，设区市自主发起的需求响应原则上全年不超过5次，否则需报省发改委、省电力公司同意后再实施。

3.响应量确认

收到需求响应通知的电力用户和负荷集成商应及时反馈是否参与响应及响应量，未反馈视为放弃参与。市电力负荷管理中心根据反馈信息统计汇总响应量，并决定是否扩大响应范围；响应量确认后，市电力负荷管理中心及时将信息反馈上报至省电力负荷管理中心。

4.响应执行

约定需求响应由电力用户和负荷集成商按照约定时间和容量执行已提前制定的需求响应方案。

实时需求响应电力用户（负荷集成商）的电能管理系统（生产管理系统、自动化系统、控制系统）或控制终端在接收到需求响应平台发出的响应指令后的1分钟内开始执行，在响应时段内完成响应负荷的调控。

约定响应结束时间为到达约定响应时刻，实时响应结束时间为下发允许恢复指令时刻。对于未按约定履行到位，且对电网安全产生严重影响的企业，纳入诚信评价体系，经向省发改委报备后可随时转为有序有电方式执行。

（六）效果评估

1.基线计算方法

约定需求响应选择电力用户在执行日前5个正常用电工作日所对应响应时段的负荷曲线（采集周期为15分钟）作为基线；实时需求响应选择电力用户在需求响应执行前2小时的负荷曲线（采集周期为30秒）作为基线。

负荷集成商的基线，以其集成的全体用户的基线合计得出。基线中出现的最大负荷称为基线最大负荷，根据基线计算出的平均负荷称为基线平均负荷。

其中以提升用电负荷为目标的填谷需求响应，基线一般选取相似日相应低谷时段负荷曲线（采集周期为15分钟）作为基线，具体将在响应邀约中予以明确；

2.评估标准

（1）通过新型电力负荷管理系统实时监测、自动记录并判断需求响应实施效果。省电力公司用电信息采集系统、调度系统、调度一体化电量系统等为核定用户关口负荷响应量和响应时间提供数据支撑。

（2）通过需求响应削减用电负荷时，电力用户（负荷集成商）在需求响应过程中如同时满足①响应时段最大负荷低于基线最大负荷；②响应时段平均负荷低于基线平均负荷，其差值大于等于响应量确认值的60%，则视为有效响应，否则视为无效响应。

（七）需求响应可中断负荷电价

1．对通过需求响应临时性减少（错避峰）的负荷按照其响应调控时间和响应速度执行可中断负荷电价。需求响应可中断负荷电价为调控时长对应电价标准乘以响应速度系数。

2.对通过需求响应临时性增加（填谷）负荷，促进可再生能源电力消纳，执行可再生能源消纳补贴。约定响应谷时段可再生能源消纳补贴为5元/千瓦，平时段补贴为8元/千瓦。

3.当地区电网需求小于申报容量时采用竞价模式，竞价上限不高于需求响应可中断负荷电价和可再生能源消纳补贴电价标准，优先选择申报价格低、响应容量大的用户（负荷集成商）参与响应。

4.尖峰电价增收的资金用于需求响应可中断电价和可再生能源消纳补贴的支出，按照公平、公开、透明原则安排使用。当年尖峰电价增收资金大于需求响应补贴需支出总额时，按照电价标准予以补贴，尖峰电价资金可跨年滚动使用；当年尖峰电价增收资金小于需求响应补贴需支出总额时，按照尖峰电价增收与补贴发放收支平衡原则，对补贴发放按比例折算。

5.负荷集成商视为单个用户参与响应，负荷集成商与电力用户的补贴分享比例由双方市场化协商确定。

6．负荷集成商和电力用户参与需求响应所得激励资金应优先用于电能在线监测系统建设，实现响应点的数据实时采集，并接入国家（省）电力需求侧管理在线监测平台。鼓励电能在线监测系统与工业自动化系统集成对接，促进实时自动需求响应能力建设。

（八）实施系统架构

需求响应的启动、沟通、执行和效果评估等各环节均需要数据和技术平台的支撑，整个响应过程涉及国家（省）电力需求侧管理平台、新型电力负荷管理系统、需求响应平台、负荷集成商电能管理系统以及电力用户电能管理系统（或需求响应系统等）等，其实施系统基本架构如下图：

其中，新型电力负荷管理系统提供用户关口负荷数据的监测，是统计约定响应实际效果的重要依据；国家（省）电力需求侧管理在线监测平台对响应点的实时负荷数据进行监测，是判定实时响应是否有效执行的重要依据。省电力负荷管理中心借助新型电力负荷管理系统，与电力用户（负荷集成商）实时双向互动，实现需求响应过程的组织协调。

四、有关工作流程

（一）组织申报

省发改委会同省电力公司根据电力供需形势编制年度需求响应方案，各设区市发改委、供电公司按照年度方案积极组织电力用户及负荷集成商申报需求响应。

1.自愿参与：原则上每年3月至5月期间，符合申报条件的电力用户（负荷集成商），可通过省电力需求侧管理平台中的需求响应平台进行网上申请，填写需求响应申请单并上传相关资料。电力负荷管理中心可根据电力供需情况在其他时段组织电力用户动态补报。

2、审核评估：各设区市发改委会同供电公司对申报用户进行资格审核和需求响应能力评估确认，负荷集成商由省发展改革委会同省电力公司审核。用户（负荷集成商）必须通过省负荷管理中心对负荷管理装置、能源管理系统以及参与响应设备运行状况的检查。

3.签订协议：省电力需求侧管理平台对通过审核的用户（负荷集成商）予以公示，公示结束后，需求响应平台自动生成用户（负荷集成商）、省（市）发改委、省（市）电力（供电）公司需求响应三方协议，具备三方电子签章，不需线下签订。

若用户委托负荷集成商参与需求响应，应与负荷集成商签订需求响应可中断负荷业务委托协议，确定参与的设备以及负荷量，明确安全责任，并将协议上传至需求响应平台。

（二）响应效果确认

1、核定：需求响应执行的次月，各市发改委、供电公司和负荷集成商根据效果评估标准，结合用户执行实际以及系统监测数据分别对独立用户和集成商子用户实际需求响应负荷容量进行效果核定和统计汇总，并盖章上报省发展改革委、省供电公司。负荷集成商集成响应效果核定由省发展改革委会同省电力公司负责。

2、公示：省电力负荷管理中心将经核定后的用户响应负荷容量予以公示，公示期7个工作日。并通过省电力需求侧管理平台、手机APP、电话等多种方式告知用户（负荷集成商），用户（负荷集成商）对响应评估情况如有疑议可提出申诉，省电力负荷管理中心将对响应结果进行复核，如确有错误，应予以修正并告知相关地市或负荷集成商。

3、归档：省电力负荷管理中心将公示完毕后的用户数据报送省电力公司和省发改委，并将最终结果归档。

（三）激励资金核发

1.测算

需求响应执行次月，省发改委会同省电力公司根据需求响应执行情况和尖峰电价资金增收情况按照当年收支平衡原则确定需求响应激励资金兑付总体方案。省电力公司根据总体方案完成对每个用户和负荷集成商激励资金的测算，并于7个工作日内报送省发改委。

2.结算

省发改委对省电力公司上报的用户（负荷集成商）激励资金金额进行审核确认后，省电力公司于10个工作日内完成相关资金结算和兑现。

3.资金管理

省电力公司、省电力负荷管理中心完成年度资金结算后，应将实施尖峰电价年度增收费用、实施需求响应可中断电价和可再生能源消纳补贴支出费用以及年度总体收支情况报送省发改委。省发改委适时对资金管理情况进行监督检查。

五、保障措施

（一）职责分工

需求响应组织实施工作由省发改委、省电力公司、省（市）电力负荷管理中心、各设区市发改委和供电公司、电力用户和负荷集成商等协同完成。

1.省发改委牵头研究完善需求响应实施细则。省电力负荷管理中心指导各设区市电力负荷管理中心在年度需求侧保供方案中同步完成需求响应方案编制。

2.省发改委、省电力公司负责需求响应整体组织协调，指导设区市发改委和供电公司做好参与需求响应用户的筛选、审核和协议签订工作；对需求响应组织实施不力的各设区市发改委和供电公司，将采取相应的惩罚措施，纳入本单位绩效考核。

3.省（市）电力负荷管理中心负责需求响应具体执行和实施效果评估；

4.用户（负荷集成商）负责制定自身需求响应预案，履约实施响应，对执行不力的用户，各设区市发改委可将其转为有序用电用户，供电公司负责提供技术保障。

（二）系统运行保障

1.省电力公司负责需求响应签约用户（包括负荷集成商聚合的用户）负荷管理装置的运维工作，指导市供电公司确保数据监测的准确性和实时性，及时消除数据异常或通讯不畅等故障。

2.需求响应签约用户应保证其负荷管理装置、电能管理系统正常运行，将用电设备监测数据实时传送至省电力需求侧管理平台和新型电力负荷管理系统。

3.负荷集成商应保证其所属用户的负荷管理装置、电能管理系统正常运行，将用电设备监测数据实时传送至省电力需求侧管理平台和新型电力负荷管理系统。

4.省电力负荷管理中心应保障省电力需求侧管理平台和新型电力负荷管理系统稳定运行，确保与用户（负荷集成商）之间的信息传输正确无误。

（三）监督检查

1.省发改委、各设区市发改委负责对省电力公司、各市供电公司、电力负荷管理中心及负荷集成商在需求响应实施过程中相关工作及成效的监督检查。

2.省电力公司负责组织各市供电公司对参与需求响应用户（包括负荷集成商聚合的用户）的负荷管理装置运行状态的监督检查。

3.电力负荷管理中心负责对参与需求响应用户（包括负荷集成商聚合的用户）的响应点设备和负荷监测装置运行状态的监督检查。

4.省发改委负责对专项资金收支情况的监督检查。

（四）评价机制

省（市）电力负荷管理中心负责对用户（负荷集成商）需求响应执行全过程进行效果评价，省发改委、省电力公司分别将各市发展改革委、供电公司需求响应组织实施成效纳入本单位绩效考核指标体系。

各设区市发改委完善对属地独立用户需求响应效果评价机制和奖惩措施，鼓励在省级需求响应可中断电价的基础上进一步出台激励措施和将用户（负荷集成商）需求响应履约执行情况纳入企业征信。

政策如下：

一、严格落实规划和预警要求。

各省（自治区、直辖市）能源主管部门要严格执行《国家能源局关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》（国能发新能〔2017〕31号）（以下简称《指导意见》）中各地区新增风电建设规模方案的分年度规模及相关要求。预警为红色和橙色的地区应严格执行《国家能源局关于发布2018年度风电投资监测预警结果的通知》（国能发新能〔2018〕23号）的有关要求，同时不得在“十三五”规划中期评估的过程中调增规划规模。预警为绿色的地区如需调整规划目标，可在落实风电项目配套电网建设并保障消纳的前提下，结合“十三五”规划中期评估，向国家能源局申请规划调整后组织实施。

二、将消纳工作作为首要条件。

各省（自治区、直辖市）要按照《国家发展改革委、国家能源局关于印发〈解决弃水弃风弃光问题实施方案〉的通知》（发改能源〔2017〕1942号）和《国家能源局综合司关于报送落实〈解决弃水弃风弃光问题实施方案〉工作方案的通知》（国能综通新能〔2018〕36号）要求向国家能源局报送2018年可再生能源电力消纳工作方案，对未报送的省（自治区、直辖市）停止该地区《指导意见》中风电新增建设规模的实施。

三、严格落实电力送出和消纳条件。

新列入年度建设方案的风电项目，必须以电网企业承诺投资建设电力送出工程并确保达到最低保障收购年利用小时数（或弃风率不超过5%，以下同）为前提条件，在项目所在地市（县）级区域内具备就地消纳条件的优先纳入年度建设方案。通过跨省跨区输电通道外送消纳的风电基地项目，应在送受端省级政府间送受电协议及电网企业中长期购电合同中落实项目输电及消纳方案并约定价格调整机制，原则上受端省（自治区、直辖市）电网企业应出具接纳通道输送风电容量和电量的承诺。

四、推行竞争方式配置风电项目。

从本通知印发之日起，尚未印发2018年风电度建设方案的省（自治区、直辖市）新增集中式陆上风电项目和未确定投资主体的海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。已印发2018年度风电建设方案的省（自治区、直辖市）和已经确定投资主体的海上风电项目2018年可继续推进原方案。从2019年起，各省（自治区、直辖市）新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。各省（自治区、直辖市）能源主管部门会同有关部门参照随本通知发布的《风电项目竞争配置指导方案（试行）》制定风电项目竞争配置办法，抄送国家能源局并向全社会公布，据此按照《指导意见》确定的分年度新增建设规模组织本地区风电项目竞争配置工作。分散式风电项目可不参与竞争性配置，逐步纳入分布式发电市场化交易范围。

五、优化风电建设投资环境。

各省（自治区、直辖市）能源主管部门要完善风电工程土地利用规划，优先选择未利用土地建设风电工程，场址不得位于生态红线范围和国家规定的其他不允许建设的范围，并应避开征收城镇土地使用税的土地范围，如位于耕地占用税范围，征收面积和征收标准应当按照风电工程用地特点及对土地利用影响程度合理确定。有关地方政府部门在风电项目开发过程中不得以资源出让、企业援建和捐赠等名义变相向企业收费，不得强制要求项目直接出让股份或收益用于应由政府承担的各项事务。各地市（县）级政府相关部门推荐风电项目参加新增建设规模竞争配置时，应对上述建设条件做出有效承诺或说明，省级能源主管部门应对相关市（县）履行承诺的情况进行考核评估，并作为后续安排新增风电建设规模的重要依据。

六、积极推进就近全额消纳风电项目。

支持风能资源丰富地区结合当地大型工业企业和产业园区用电需求建设风电项目，在国家相关政策支持下力争实现不需要补贴发展。鼓励在具备较强电力需求的地级市区域，选择年发电利用小时数可达到3000小时左右的风能资源场址，在省级电网企业确保全额就近消纳的前提下，采取招标方式选择投资开发企业并确定上网电价，特别要鼓励不需要国家补贴的平价上网项目。

中国风力等新能源发电行业的发展前景十分广阔，预计未来很长一段时间都将保持高速发展，，随着国家不断加大对清洁能源的开发支持力度，一批批大型风电项目落户，加速了风电基地建设。

拓展资料

风力发电种类：水平轴风力发电机；垂直轴风力发电机；达里厄式风轮；双馈型发电机；马格努斯效应风轮；径流双轮效应风轮。

尽管风力发电机多种多样，但归纳起来可分为两类：①水平轴风力发电机，风轮的旋转轴与风向平行；②垂直轴风力发电机，风轮的旋转轴垂直于地面或者气流方向。

检测方法

1.风力机运行状态的监控。

2.单个风电机组的信息，风电机组转子，传动链，发电机，变换器，变压器，舱室，偏航系统，塔架，气象站状态监控。

3.风速，风向，叶轮转速，电网频率，三相电压，三相电流，发电机绕组温度，环境温度，机舱温度，出力等监控。

4.保证风电厂数据的实时性和可靠性。实时调整风能的最优性，实现风电绿色能源，满足国家电力系统二次防护要求。

参考资料来源：百度百科：风力发电

2022年光伏补贴最新政策为市级财政按项目实际发电量给予补贴。每个项目的补贴有一定的年限，补贴对象为法人单位或个人。了鼓励新能源对光伏发电用户给予一定的补贴，国家出台了很多光伏发电补贴政策。光伏集中发电指导价将连续制定，纳入国家财政补贴范围的一至三类资源区新建光伏集中发电厂，新增集中光伏电站上网电价原则上由市场竞争决定，不得超过资源区指导价。对纳税人销售自产的利用太阳能生产的电力产品，实行增值税即征即退50%的政策。文到之日前，已征的按本通知规定应予退还的增值税，可抵减纳税人以后月份应缴纳的增值税或予以退还。国家能源局将加强可再生能源电力消纳责任权重落实情况监测评估，引导和促进风电、光伏发电开发建设。各派出机构要加强对辖区内风电、光伏发电规划落实、项目竞争性配置、电网送出工程建设、项目并网消纳等事项的监管，按要求组织开展清洁能源消纳情况综合监管，保障风电、光伏发电开发建设运行规范有序。坚持目标导向，完善发展机制，释放消纳空间，优化发展环境，发挥地方主导作用，调动投资主体积极性，推动风电、光伏发电高质量跃升发展。

什么是光伏发电？

分布式光伏发电特指在用户场地附近建设，运行方式以用户侧自发自用、多余电量上网，且在配电系统平衡调节为特征的光伏发电设施。分布式光伏发电遵循因地制宜、清洁高效、分散布局、就近利用的原则，充分利用当地太阳能资源，替代和减少化石能源消费。

分布式光伏发电特指采用光伏组件，将太阳能直接转换为电能的分布式发电系统。它是一种新型的、具有广阔发展前景的发电和能源综合利用方式，它倡导就近发电，就近并网，就近转换，就近使用的原则，不仅能够有效提高同等规模光伏电站的发电量，同时还有效解决了电力在升压及长途运输中的损耗问题。

应用最为广泛的分布式光伏发电系统，是建在城市建筑物屋顶的光伏发电项目。该类项目必须接入公共电网，与公共电网一起为附近的用户供电。

法律依据：《中华人民共和国可再生能源法》第十七条国家鼓励单位和个人安装和使用太阳能热水系统、太阳能供热采暖和制冷系统、太阳能光伏发电系统等太阳能利用系统。国务院建设行政主管部门会同国务院有关部门制定太阳能利用系统与建筑结合的技术经济政策和技术规范。房地产开发企业应当根据前款规定的技术规范，在建筑物的设计和施工中，为太阳能利用提供必备条件。对已建成的建筑物，住户可以在不影响其质量与安全的前提下安装符合技术规范和产品标准的太阳能利用系统；但是，当事人另有约定的除外。