文件指出，山西省要以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導，以打造綠色低碳、安全高效的現代能源供給和消納體系為指引，依托智慧車聯網平臺、交易平臺、源網荷儲互動平臺，聚合用戶側負荷資源，創新性開展“新能源+電動汽車”協同互動，將電力平衡方式由“源隨荷動”的單一方式轉變為“源荷互動”的雙向協同方式。發揮協同互動市場價格優勢，提升電動汽車的保有量，擴大需求側(儲能)響應系統規模，提升山西省新能源消納及需求響應能力，形成源荷發展良性循環。
文件要求，山西要按照“貢收匹配、讓利于民”公平公正原則，負荷聚合商依托車聯網平臺聚合負荷運營商并按協議進行紅利分配，負荷運營商在需求響應日通過直接降價、打折、發放返券等商業活動按照協議將大部分紅利直接傳導至電動汽車用戶，引導電動汽車資源響應電網需求。
此外，文件明確，參與協同互動智慧能源交易的市場主體包括電網企業、發電企業、負荷聚合商、負荷運營商、電力用戶(充電站/電動汽車)等。
關于印發《“新能源+電動汽車”協同互動智慧能源試點建設方案》的通知
晉能源電力發[2020]473號
國網山西省電力公司、山西地方電力有限公司，山西電力交易中心有限公司，各相關市場主體：
為進一步擴大新能源消納途徑，降低棄風棄光率，結合電動汽車等用戶側負荷資源和新能源發展趨勢，山西省能源局組織相關單位和部門，積極探索構建“源(新能源)-網-荷(電動汽車)-儲(蓄電池)”協同互動的智慧能源系統，制定了《“新能源+電動汽車”協同互動智慧能源試點建設方案》(以下簡稱《方案》)。《方案》經報省人民政府同意，現予印發，請遵照執行。
執行中如有問題，請及時向山西省能源局反饋。
山西省能源局
2020年9月16日
新能源+電動汽車”協同互動智慧能源試點建設方案
按照山西能源革命綜合改革試點的總體要求，結合山西省電動汽車等用戶側負荷資源和新能源發展趨勢，探索構建“源(新能源)-網-荷(電動汽車)-儲(蓄電池)”協同運行的“互聯網+”智慧能源系統，提升需求側主動響應能力和新能源消納水平，特制定本方案。
一、總體要求
(一)指導思想
以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導，深入貫徹習近平總書記視察山西重要講話精神，以打造綠色低碳、安全高效的現代能源供給和消納體系為指引，依托智慧車聯網平臺、交易平臺、源網荷儲互動平臺，聚合用戶側負荷資源，創新性開展“新能源+電動汽車”協同互動，將電力平衡方式由“源隨荷動”的單一方式轉變為“源荷互動”的雙向協同方式。發揮協同互動市場價格優勢，提升電動汽車的保有量，擴大需求側(儲能)響應系統規模，提升山西省新能源消納及需求響應能力，形成源荷發展良性循環。
(二)基本原則
堅持市場引導。依托山西電力市場相關市場機制，挖掘電動汽車等用戶側負荷需求響應能力，新能源企業和用戶側負荷聚合商雙方掛摘牌完成綠電交易，真正實現“綠色用電”。
堅持協同運作。發揮政府在電力需求側(儲能)響應的管理和監管作用，促進調度機構、交易機構、發電企業、負荷聚合商、運營商、用戶等主體協調互動，提升全省新能源消納能力。
堅持試點帶動。分階段推進協同互動智慧能源系統建設，試點階段，遴選1～2戶具備條件的企業作為負荷聚合商，通過價格引導聚集電動汽車負荷資源參與市場，探索“新能源+電動汽車”協同互動模式。根據市場成熟度逐步將“煤改電”等其他用戶側負荷納入聚合范圍。
(三)任務目標
利用“大云物移智”技術，構建技術支持系統，創新“源荷互動”市場化機制，實現山西省智慧能源協同發展。
1. 建立“源荷互動”市場化機制。在非電力現貨市場模式下，按照“互動電量響應交易、非互動用電量常規交易”原則，設計“源荷互動”市場化機制。互動電量，由負荷聚合商聚合負荷運營商在批發市場中，采用“月度掛牌預出清價格、日前確定棄限電需求與響應、日內計量需求側響應效果、互動電量日清月結”的方式，開展需求側響應交易與執行;非互動用電量，參照現行電力用戶參與省內電力直接交易方式，由負荷聚合商聚合負荷運營商參與批發零售交易。
2. 建立協同互動執行機制。調度機構根據日前預計新能源棄限電情況，發布新能源棄限電部分的消納需求，聚合商反饋棄限電各時段的次日響應能力，由消納需求與響應能力匹配形成日前交易結果。日內按照日前交易結果，在相應時段聚合商引導電動汽車增加充電負荷，調度機構安排新能源增加發電出力，形成“源荷互動”。
3. 建設“源荷互動”技術支持系統。應用“大云物移智”技術，建設車聯網平臺、源網荷儲互動平臺等配套技術支持系統，完善交易平臺功能，實現新能源發電企業、負荷聚合商、電動汽車在“交易平臺——源網荷儲互動平臺——車聯網平臺——計量采集平臺”多系統之間的高效信息互動。
4. 創新協同互動智慧能源商業模式。按照“貢收匹配、讓利于民”公平公正原則，負荷聚合商依托車聯網平臺聚合負荷運營商并按協議進行紅利分配，負荷運營商在需求響應日通過直接降價、打折、發放返券等商業活動按照協議將大部分紅利直接傳導至電動汽車用戶，引導電動汽車資源響應電網需求。
二、試點內容
(一)市場主體
1. 響應市場入市范圍
參與協同互動智慧能源交易的市場主體包括電網企業、發電企業、負荷聚合商、負荷運營商、電力用戶(充電站/電動汽車)。
發電企業：符合國家及山西省市場準入條件的全省現役光伏發電、風電發電機組。
可控負荷聚合商：具備售電資質，有相應技術支持系統，具備接入山西省充電設施政府監管平臺條件，其參與聚合容量不少于100MW，響應容量不少于10MW，技術上能夠實現源網荷儲實時互動并能夠調節負荷功率，具備實時自動響應調度指令條件。
可控負荷運營商：在電網企業獨立報裝立戶且滿足參與電力需求側(儲能)響應系統15分鐘分時計量采集條件的充電設施運營商。
需求側響應用戶：電動汽車用戶。
2. 入市程序
符合條件的負荷聚合商、負荷運營商，由負荷聚合商統一將其聚合的負荷運營商一并在交易機構注冊入市。
(二)市場組織
在電力現貨市場不間斷運行期間，各市場主體根據電力現貨市場規則體系參與現貨市場交易;在現貨市場試運行期間視情況參與現貨市場交易。參與現貨市場交易期間，負荷聚合商代理負荷運營商的中長期電量占實際用電量的比例視試點推進情況適當放寬約束，用戶側實時市場分時偏差允許范圍視情況適當放寬。
在不參與電力現貨市場交易期間，按以下方式組織市場交易：
1. 交易方式
按照“月度掛牌預出清價格、日前確定棄限電需求與響應、日內計量需求側響應效果”的方式，開展需求側響應交易。
2. 需求側響應市場交易組織與執行
(1)聚合用戶側負荷資源。建設全省用戶側負荷資源聚合平臺并開展平臺運營，聚合符合準入條件的各負荷運營商和終端用戶。負荷聚合商代理開展對被聚合方的資格核驗，并簽訂代理合同，明確雙方的權利、義務及違約責任等。
(2)月度掛牌預出清價格。交易機構在交易平臺按月組織購售雙方掛牌交易，購方為可控負荷聚合商，售方為新能源發電企業。通過月度掛牌交易，確定次月棄限電時段調用負荷側資源參與需求響應的價格，并將價格排序推送至調度機構，為調度機構在棄限電時段調用新能源發電企業提供依據。
(3)日前確定棄限電需求。調度機構根據負荷預測、外送電力、新能源發電企業申報次日發電計劃曲線等，確定次日是否存在棄風棄光情況。若存在棄風棄光可能，9:30前將次日參與月度掛牌交易的新能源的電網消納能力、時段推送至新能源發電企業、可控負荷聚合商。
(4)負荷側反饋可響應能力。可控負荷聚合商收到調控機構推送的次日棄限電需求，通過平臺將需要調用負荷側資源的電力需求、時段推送至負荷運營商及終端用戶，其中終端用戶通過線上搶單模式提報應約，負荷運營商對負荷聚合商分配的次日棄限電時段可響應的負荷曲線進行確認。14時前負荷聚合商將次日棄限電時段的基準曲線和可響應的負荷曲線報送至調度機構。調度機構據此確定新能源發電企業基礎發電曲線和參與需求側響應的發電曲線，形成需求側響應電力電量日前交易結果(某一時段的交易成交量不超過該時段消納需求與可響應能力中的較小值)，安排次日電網運行方式和編制次日最終發電計劃曲線。
(5)需求側響應執行。當日棄風棄光時段，負荷聚合商按照日前申報可響應電力組織負荷運營商等負荷側資源進行響應用電;調度機構通過AGC落實交易結果至新能源發電機組(在相應時段對日前交易成交的新能源在不考慮需求響應交易的原日內發電AGC指令基礎上抬升其日前交易的成交量形成新的日內發電AGC指令并下發執行)，提升電網新能源消納能力。調度機構日內實時采集、監視和分析新能源增發、可控負荷參與電網靈活性調節的執行情況。
3. 需求側響應市場保障機制
(1)可控負荷聚合商代理可控負荷運營商在批發市場交易。無電網響應需求時的非互動用電量，由負荷聚合商代理負荷運營商在批發市場參與中長期交易。可控負荷運營商、充電站、充電樁須與負荷聚合商簽訂購售電協議，確定零售市場中長期電量與零售價格后方可參與試點交易。
(2)在中長期市場模式下，可控負荷聚合商作為批發市場主體,因參與特定時段的需求側響應，由此產生的偏差電量，由聚合商自行承擔。聚合商可與運營商協商約定偏差考核傳導。
(3)發電企業參與需求側響應交易后，其對應的需求側響應上網電量不參與其他有償輔助服務計算分攤。
(4)需求側響應結算次序高于電能量和輔助服務等市場化交易。
(5)需求側響應市場開展時，負荷聚合商實際響應量低于其申報的響應量的70%時，該時段視為無效響應，不予結算需求側響應電量電費。
(6)為保障需求側響應市場順利開展，可控負荷聚合商需先行投入資金引導用戶培養響應電源調峰需求變化的用電習慣，并墊付需求側響應用戶所該享受的紅利，從而實現對用戶紅利的實時兌現，以便電網存在棄限電可能時，可控負荷資源可以及時響應電源側需求，最大限度消納新能源。
(三)交易結算
在參與電力現貨市場交易期間，各市場主體根據電力現貨市場規則體系及簽訂的相關協議進行結算。
在不參與電力現貨市場交易期間，按照“日清分、月結算”原則，交易中心根據交易結果響應執行情況、相應時段新能源發電企業日前交易結果增發電量(上網側)、可控負荷新增負荷計量電量，按日清分賬單，可控負荷聚合商按照日前申報的該時段可響應電量與該時段實際響應電量的較小值進行結算。當某一時段結算電量小于新能源發電企業日前交易結果總增發電量時，各新能源發電企業實際結算的電量按照日前成交的增發電量等比例削減，使總增發結算電量與可控負荷聚合商實際結算電量相等。不參與現貨市場交易期間具體結算方式如下：
1. 計量采集
發電企業上網電量、用戶用電量均以電網企業營銷管理部門計量采集為準，作為市場化電費結算、計算紅利傳導的依據。計量裝置應具備約定時刻凍結電能量數據功能，最小凍結間隔不大于15分鐘。
2. 交易結算
參與需求側響應的各市場主體，其非互動用電量結算規則參照山西省電力市場交易結算規則執行。
參與需求側響應的新能源發電企業，其某一需求側響應(棄限電)時段日前交易增發電量的價格=月度掛牌預出清的價格;日前交易增發電量=根據需求響應日前交易結果發電企業在該時段的增發電量(上網側，考慮實際響應不足時等比例削減);需求側響應所得電費=當月所有需求側響應時段日前交易增發電量×月度掛牌預出清價格。
參與需求側響應的負荷運營商，其某一需求側響應時段增用電量=該棄限電時段用電量×增用電曲線該時段電力/(增用電曲線該時段電力+非互動用電曲線該時段電力);需求側響應時段響應用電的電費=當月所有棄限電時段增用電量×基準電價;其中，若負荷運營商當月未參與中長期直接交易，基準電價暫參考現行目錄電價標準執行;若負荷運營商當月參與中長期直接交易，基準電價取負荷聚合商與負荷運營商確定的當月零售價格(折算至用電側)。
參與需求側響應的負荷聚合商，其需求側響應時段收入=當月負荷運營商需求側響應時段響應電費-需要支付新能源發電企業的需求側響應電費-對應電量輸配電費及政府基金。
3. 非互動用電曲線確定
參與運行日(D日)需求側響應的負荷運營商的非互動用電曲線，綜合考慮用戶種類、充電習慣變遷、季節和天氣變化等因素，視試點運行情況初期暫從以下兩種方式中選擇，具體由調控機構根據運采系統數據等確定：
(1)方式一：
若運行日(D日)為工作日，則取D-2日之前10個該負荷運營商未參與需求響應的工作日(不含D-2日)的有效用電數據，從中剔除日總用電量最大、最小的2日，將其余8日的分時(每15分鐘1個時段，全天96時段)用電數據取均值，即為負荷運營商的非互動用電曲線。
若運行日(D日)為法定節假日(含非工作日的周六、周日)，則取D-2日之前10個該負荷運營商未參與需求響應的法定節假日(不含D-2日)的有效用電數據，從中剔除日總用電量最大、最小的2日，將其余8日的分時(每15分鐘1個時段，全天96時段)用電數據取均值，即為負荷運營商的非互動用電曲線。
(2)方式二：
取近一年歷史用電負荷數據，剔除特殊時期(如疫情爆發期)數據后，根據不同類型充電樁(公共樁、專用樁)的用電特性，區分工作日與法定節假日，按半年、季度或月度采用歷史負荷數據的均值得到負荷運營商的非互動用電曲線。
4. 電費繳付
負荷運營商電費由電網企業營銷部門統一收繳，發電企業電費、負荷聚合商電費由電網企業財務部門統一支付。
(四)紅利傳導
需求側響應紅利傳導遵循公平公正、貢獻收益匹配的原則，由市場主體根據市場規則自行約定。由于電動汽車充電負荷的多樣性，各類用戶的敏感度、行為特征不同，運營商所付出營銷成本也不同。試點初期，本著將紅利最大限度傳導至終端用戶的考慮，對公交、物流、環衛為主的公益服務行業場站以不低于70%紅利傳導至運營商;對出租、網約為主的社會運營性質場站以不低于60%紅利傳導至用戶。負荷聚合商與負荷運營商的紅利分配辦法以雙方協議約定為準。
三、進度安排
(一)第一階段 試點階段(2020年-2021年)
2020年，遴選1～2戶具備條件的企業作為可控負荷聚合商試點企業，建設車聯網平臺，聚合充電站和電動汽車終端用戶資源，以“中長期直接交易”方式開展非互動電量交易，以“月度掛牌交易預出清價格、日前出清響應交易電量”方式開展響應電量綠電交易，檢驗市場銜接機制、技術支持系統協同、需求響應互動、商業運營模式的科學性和合理性，為在更大范圍推廣“新能源+電動汽車”協同互動提供寶貴經驗。
1. 開展中長期交易。9月上旬前，按照準入條件和入市程序，需求側響應資源在交易平臺完成注冊、入市等手續;9月底前，交易中心組織開展需求側響應資源非互動用電量直接交易。
2. 模擬試運行。10月底前，組織開展需求側響應模擬交易，并組織相關發電企業、負荷聚合商開展需求側響應模擬運行，檢驗各流程環節、市場機制的科學性和合理性。
3. 正式運行。11月底前，正式啟動需求側響應市場。
(二)第二階段 推廣階段(2022年以后)
隨著新能源裝機大幅增長，消納壓力進一步加大;電動汽車保有量及充電電量持續增多，可充可放的雙向充電樁得到普及，用戶側負荷資源不斷增加。在條件成熟情況下，全面開展省內協同互動智慧能源市場化工作，逐步放開負荷聚合商和運營商范圍，鼓勵“煤改電”、儲熱式電采暖、電蓄冷等更多市場主體參與，協同發展;改進負荷聚合商平臺技術條件及各系統功能，逐步過渡至實時開展方式。調度機構根據超短期負荷預測及清潔能源消納需求，實時調動電動汽車等柔性負荷聚合參與協同互動，負荷聚合商通過調整負荷充、放電時間等手段進行互動響應，消納棄風棄光電量和滿足高峰用電需求。
四、保障措施
(一)試點階段，省電力公司要成立分管領導負責的試點推進領導小組，協調電力交易、調度、營銷、計量、財務等部門開展協同配合，結合試點推進實際，交易中心牽頭細化完善交易組織和結算實施方案，調控中心牽頭細化完善新能源與電動汽車協同互動執行方案，確保試點按照計劃順利推進。
(二)負荷聚合商以年為周期接受行業主管部門指定的第三方機構審計，確保所披露信息的及時、準確、真實。
(三)省電力公司應加強技術支持系統建設，貫通車聯網平臺、源網荷儲互動平臺、交易平臺、調度技術支持系統等數據交互，提升技術支持系統支撐能力，實現全業務線上運行。
(四)做好政策宣貫工作。負荷聚合商應向運營商、終端用戶充分宣貫政策，調動用戶側資源積極性，參與互動響應;新能源發電企業應主動與電動汽車等可控負荷資源開展互動，提高自身消納能力。
五、附則
本方案自2020年10月18日起施行，2023年10月17日失效。
