6.1基于价格的需求响应设定原则

1基于分时电价的需求响应。需求响应发起方宜根据实际运行统计情况制定并发布峰、平、 节、时段不同的电价信息，在电力供应紧张的季节、时段设置高电价，在电力供应充足的季节

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段设置低电价。 6.1.2基于实时电价的需求响应。需求响应发起方宜根据经济效益因素在分时电价的基础上核算更为 细致的时段电价。 6.1.3基于尖峰电价的需求响应。需求响应发起方宜根据用电实际情况在分时电价的基础上叠加可以 灵活安排的尖峰费率。尖峰电价需求响应宜在电力需求趋于临界、系统稳定性受到威胁时实施，

通信标准6.2基于激励的需求响应设定原则

6.2.1基于需求响应发起方调节需求侧资源运行参数的需求响应可综合考虑容量、重要性、敏感性和 经济性，调节微电网负荷、分布式电源及储能的运行参数 6.2.2基于需求响应发起方投切或启停需求侧资源的需求响应可综合考虑容量、重要性、敏感性和经 济性，控制微电网负荷、分布式电源及储能的投切或启停

7需求侧资源的技术要求

.1.1需求侧资源应能接受本地或远端控制，改变其对外功率需求或功率输出的大小。 7.1.2参与基于价格的需求响应时，需求侧资源应能按照用户或负荷聚合商自身意愿执行本地控制指 令，不接受需求响应发起方的控制。 7.1.3参与基于激励的需求响应时，需求侧资源应能执行需求响应发起方直接或间接的控制指令，既 可直接执行需求响应发起方的远程控制指令，也可通过用户或负荷聚合商间接执行需求响应发起方的 空制指令。在必要时，需求侧资源也可以按照用户或负荷聚合商自身意愿执行本地控制指令，不接受 需求响应供应方的控制。

7.2分布式电源的技术要求

.2.1分布式电源应具备以下三种控制模式中的一种或多种，存在多种控制模式的应能根据需求进行 刃换： a）最大功率点跟踪控制。分布式电源始终维持最大功率输出状态。 b）有功无功（PQ）控制。分布式电源在自身调节范围内，按照控制指令输出给定的有功功率和 无功功率。 c）下垂控制。分布式电源在自身调节范围内，根据预先设定的下垂曲线，参与微电网的电压和频 率调节。 7.2.2分布式电源其他技术要求应符合NB/T320152013和NB/T33010的规定

7.3储能系统的技术要求

.3.1微电网中宜具有

空制模式间进行切换。 a）PQ控制。储能系统在自身调节范围内，按照控制指令调节有功功率和无功功率。 b）Vif控制。微电网运行于孤岛模式下，储能系统通过维持机端电压频率为给定值，为微电网提 供稳定的电压和频率。 c 下垂控制。储能系统在自身调节范围内，根据预先设定的下垂曲线，参与微电网的电压和频率 调节。 .3.3储能系统其他技术要求应符合NB/T33014和NB/T33015的规定。

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4.1参与需求响应的负荷应按照要求提供监视和控制接口。 4.2参与激励型需求响应的负荷应具备以下两种控制模式之一或全部： a）运行参数调节。除具备本地调节功能外，应能受控于需求响应发起方，允许其修改运行参数。 b）投切控制。除具备本地投切或启停功能外，应能受控于需求响应发起方，允许其对设备进行投 切或启停控制。

7.5并网型微电网的技术要求

5.1参与需求响应的并网型微电网应按照要求提供监视和控制接口。 5.2参与激励型需求响应的并网型微电网应具备以下两种控制模式： a）微电网并网点功率调节。除具备本地调节功能外，应能受控于需求响应发起方，允许其修改并 网点功率指令值，并网型微电网应能根据指令值调整并网点功率，响应速率和控制精度满足需 求响应发起方的要求。 b）并离网切换控制。除具备本地并离网切换控制外，应能受控于需求响应发起方，允许其对并网 型微电网进行并离网切换控制，并网型微电网应能根据指令控制微电网并离网运行状态，切换 时间满足需求响应发起方的要求。 5.3并网型微电网其他要求应满足GB/T33589—2017。

8需求响应平台的技术要求

8.1需求响应平台的主站系统要求

需求响应平台的主站系统功能应至少包括但不限于用户管理、项目管理、需求侧资源管理、响应 件管理和系统安全维护。需求响应平台的主站系统功能宜与监控系统或能量管理系统等其他自动化 统集成部署。 a）用户管理。用户管理应具备用户注册、权限设置、资料管理和用户注销等功能。 b）项目管理。项目管理应具备对需求响应项目进行项目管理的功能，包括项目的构建、更新和 删除。 需求侧资源管理。需求侧资源管理应具备对需求侧资源进行采集控制、动态监视与诊断和需求 响应潜力分析等功能。 d） 响应事件管理。响应事件管理应具备需求响应项目的启用发布、参与执行和评估结算等功能。 系统安全维护。系统安全维护应具备信息安全分析功能，包括账户信息安全和信息通信安全 维护

8.2需求响应平台的计量要求

8.2.1计量装置应具有双向计量功能。 8.2.2宜在微电网并网点、分布式电源并网点及负荷端安装计量装置。 8.2.3计量装置其他要求应满足GB/T17215.321或GB/T17215.322、DL/T614。

8.3需求响应平台的通信要求

8.3.1应满足需求响应发起方、控制终端、需求侧资源间通信的实时性要求。 8.3.2宜支持多种通信方式（如光纤、载波、无线公网/专网等）。 8.3.3通信其他要求应满足DL/T5391

8.3.1应满足需求响应发起方、控制终端、需求侧资源间通信的实时性要求。

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9.1需求响应项目的发布

9.1.1需求响应项目发布前，需求响应发起方应明确潜在参与资源、触发时机、提前通知时间、响应

时长、收益结算方式等内容。 a）潜在参与资源。应通过需求响应平台获取微电网、用户或负荷聚合商信息，分析潜在参与资 源的预期响应能力、基础设施的完备性和历史信用记录等，明确可参与需求响应的需求侧资源 容量。 b）触发时机。应根据极端天气、停机检修、用电高峰等情况造成的电力紧张确定需求响应触发 时机。 C 提前通知时间。应根据不同项目类型确定提前通知时间，发布需求响应项目。 d）响应时长。应根据需求以及成本确定响应时长。 e）收益计算方式。应明确需求响应者收益的计算方法和结算方式。 9.1.2需求响应发起方通过需求响应平台生成需求响应项目，并将需求响应项目信息或协议提前发送 至微电网、用户或负荷聚合商。

9.2需求响应项目的响应

9.2.1微电网、用户或负荷聚合商响应基于价格的需求响应项目时，应根据电价信号、自身利益或意 愿等因素确定参与响应的需求侧资源容量和时长。 9.2.2微电网、用户或负荷聚合商响应基于激励的需求响应项目时，应按如下步骤执行： a）与需求响应发起方签订需求响应项目协议。 b）履行需求响应项目协议，

9.3需求响应项目的结

9.3.1需求响应项目结束后，需求响应发起方应对需求响应项目进行结算。 9.3.2对于基于价格的需求响应项目，需求响应发起方应按照电价费率和电量与用户或负荷聚合商进 行结算。 9.3.3对于基于激励的需求响应项目，需求响应发起方应按照需求响应项目协议规定内容进行结算

10.1微电网、用户或负荷聚合商效益

0.1.1微电网、用户或负荷聚合商收益的影响因素应包括电价折扣或补偿收入、减少电费支出；成本 的影响因素应包括设备及安装成本、削减负荷的成本、重新安排用电计划的成本、违约惩罚。 0.1.2微电网、用户或负荷聚合商单次需求响应项目效益计算公式为

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10.2需求响应发起方效益

螺钉标准2.1需求响应发起方的收益应包括高峰负荷的降低所导致的系统运行成本的降低、可避免容量 降低和微电网、用户或负荷聚合商的违约惩罚；需求响应发起方的成本应包括设备及安装成本 成本、给予用户或负荷聚合商的电费折扣或补偿费用及其他成本。 2.2需求响应发起方单次需求响应项且效益可表示为

式中： BG 需求响应发起方效益； BGI 需求响应发起方收益； BGC 需求响应发起方成本； BGo 高峰负荷的降低所导致的系统运行成本的降低： BGs 可避免容量成本； Bulg 需求响应发起方设备及安装单次折算成本； Bulh 需求响应发起方管理成本； Beo 其他成本。

BG=BGI一BGC BGr= BGo+ BGs + Bulp Bcc=Bulg+Bulh +Buld+Bule +BGe

(4） (5) (6)

BG=BGI一BGC BGI= BGo+ BGs + Bulp Bcc=Bulg+Buh +Buld+Bule +BG

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附录A （资料性附录） 并网点的图例说明 分布式电源及微电网的并网点，是指分布式电源或微电网与电网的连接点，该电网既可以是大电 网，也可以是微电网。 并网点的图例说明如图A.1所示。微电网通过并网点A与大电网相连，子微电网通过并网点C与 微电网相连，分布式电源通过并网点E与子微电网相连，分布式电源通过并网点D与微电网相连，分 布式电源通过并网点B与大电网相连。图A.1中并网点对应的主体不同，其中并网点A与并网点C为 微电网并网点，并网点B、并网点D与并网点E为分布式电源并网点

固定资产标准图A.1并网点的图例说明