根据文件，第三方独立主体包括分布式、发电侧储能装置、电动汽车(充电桩)、电采暖等负荷资源，第三方独立主体可按照经营主体独立参与市场；也可通过聚合的方式，由聚合商代理参与市场，聚合商代理的资源应按储能装置、电动汽车（充电桩）、电采暖等对资源进行分类，各类型资源分别独立参与市场；虚拟电厂作为第三方独立主体参与市场。
其中，第三方独立主体约定时段调节容量不小于2MW，调节总量不低于2MWh。聚合商约定时段调节容量不小于5MW，调节总量不低于5MWh。
与此同时，河南南网区域内负荷侧可调节资源储量丰富，电动汽车、电采暖用户、空调用电传统制造业削峰填谷潜力和优化控制空间巨大，此外，分布式储能、商业综合体双蓄、党政机关、学校集中采暖等可调节负荷在政策引导下也有较大的发展空间。
附文件全文：
第三方主体参与河北南网电力调峰辅助服务市场方案
一、建设背景
（一）电网调峰压力逐年增长
河北南网地处河北省中南部，服务人口5100余万，电网负荷以工商业用电为基础，农业、居民生活用电时段性、季节性特征显著，峰谷差率较高。2019年日平均峰谷差率29.44%，最大峰谷差率达到44.07%，全网平均负荷率84.94%，调峰难度在全国省级电网中处于前列。
（二）电网经济运行需求
当前电源侧调节资源潜力挖掘进入瓶颈期，难以满足电网高峰供应和低谷调峰需求，进一步提升成本将大幅增长。高峰供应方面，以2019年河北南网运行特性为例，电网最大负荷95%以上尖峰时段仅为10.5小时，为保障短时的尖峰供应需要增加200万千瓦的发电能力，带来极大的资源浪费；低谷调峰方面，火电机组在深度调峰模式下煤耗增长5%，灵活性改造每获得10万千瓦调峰能力年滚动成本约150万元，调峰成本高昂。
（三）负荷侧可调节资源储量丰富
河北南网区域内负荷侧可调节资源储量丰富，优化控制空间巨大。
电动汽车发展迅猛。电动汽车保有量近三年复合增长率达到85%，至2020年底河北南网电动汽车将达到7.7万台，充电桩4.77万个，年充电量超过2亿千瓦时，考虑同时性，可调节负荷潜力超10万千瓦。
“煤改电”稳步推进。2019年底电采暖用户79.8万户，采暖用电175万千瓦，今年将再增加29万户，预计采暖用电将达到240万千瓦，按10%可调整量测算，潜力可达24万千瓦。
空调用电不断增长。2019年空调用电需求超过1700万千瓦，随着楼宇空调进入集中更新期，智能化不断提高，在以5G为引领的高新技术带动下，优化控制空间将超过百万千瓦。
传统制造业仍有潜力可挖。虽在峰谷电价的引导下，以钢铁、水泥、电解铝为代表的高耗能产业大多已主动开展移峰填谷，但近500万千瓦的装备制造业仍有20%和12%的削峰、填谷潜力，预计最大可提供削峰容量100万千瓦、填谷容量60万千瓦。
此外，分布式储能、商业综合体双蓄、党政机关、学校集中采暖等可调节负荷在政策引导下也有较大的发展空间。
（四）雄安引领的强大带动能力
坚持世界眼光、国际标准、中国特色、高点定位，建设雄安新区绿色坚强智能电网，是国家电网公司重要战略目标之一。河北公司作为国家电网公司服务雄安新区建设的“桥头堡”，基于雄安新区电网发展形势分析，立足全局，创新谋划雄安电网发展方向，提出建设具有高可靠性、高融合度、高互动化三大能力的雄安新区国际领先主动配电网目标，将为可控负荷的发展提供强大的带动能力。
一是成为电网产业生态创新升级的“辐射源”。依托高速电力线载波（HPLC）、5G通信、北斗等前沿技术，打造多元主体灵活接入、源网荷储协同互动的主动配电网控制标杆，带动河北南网负荷侧调控技术产业升级。
三是成为可控负荷商业模式运作的“试验田”。以可控负荷参与调峰辅助服务市场为切入点，逐步试点开展负荷侧资源参与电压控制、需求侧响应、故障处置、绿能交易等多种商业模式，验证市场规则的有效性，形成可复制、以推广的经验成果，助力负荷侧互动商业化运作。
二、技术方案
（一）系统总体架构
在河北省调安全Ⅲ区部署源网荷储调控平台，作为第三方主体参与河北南网调峰辅助服务市场进行信息交互的核心，接入营销需求侧响应平台、国网电动汽车公司平台、雄安智慧能源服务平台等用户注册、申报信息，实时采集负荷侧资源可调节容量、用电量等数据，由调峰服务系统制定控制策略并发布控制需求，根据交易规则统一出清。系统架构下图所示，主要由资源层、聚合层和调控层构成。
资源层主要由可调节负荷资源组成，包括电采暖、中央空调、居民用电、大用户、充电桩等。
聚合层主要包括需求侧响应平台、国网电动汽车公司平台等，实现不同类型、不同区域的可调节负荷资源汇集和优化控制，解决可调节负荷资源数量多、种类多、部分单体容量偏小的问题。
调控层主要包括源网荷储调控平台、调度控制系统（调峰辅助服务系统），其中源网荷储调控平台主要实现省级电网可调节负荷资源的接入、监视、控制等功能，通过多个系统的高效交互实现可调节负荷资源的可观、可测、可调和可控。
（二）数据交互原则
通过源网荷储调控平台整合营销需求侧响应平台、国网电动汽车公司平台、雄安智慧能源服务平台等系统中充电桩、虚拟电厂、电采暖等不同类型的负荷，根据负荷特性、可控容量、申报数据等信息，通过反向隔离装装置传输至安全Ⅱ区河北调峰辅助服务系统，在河北调峰辅助服务系统中开展优化并制定计划曲线，根据负荷实际电量信息进行出清结算。
数据交互主要包括链路监视、模型交互、数据交换等功能。
1.链路监视
支持对负荷侧资源数据接入的监视，交互双方应采用长连接的交互机制，提供文件交互与WebService交互等不同数据接入方式，通过交互心跳监测双方链路状态，双方在接收到对方的心跳信息后，将帧序号累加后返回，双方重复该过程维持链路状态，并反映链路通断状态。
2.模型交互
（1）支持从负荷聚合商接入聚合负荷资源模型，包括其接入的不同粒度（如：供区/台区/并网点等）的模型信息；
（2）支持变化上送，当模型有变动时应由聚合商主动上送，模型变动类型包含新增、删除、修改，模型内容包含区域信息、负荷聚合接入的聚合资源信息；
（3）支持向负荷聚合商召唤全量模型信息，召唤模型指令采用触发下发方式。
3.数据交互
（2）支持向聚合商召唤全量实时数据，召唤全数据指令采用周期或触发方式；
（3）支持向负荷聚合商下发控制指令，完成负荷调节；
（5）支持与负荷聚合商交互时，双方应采取认证加密措施，对双方的身份进行认证，对传输的信息内容进行加密。
（三）网络安全设计
河北辅助调峰服务系统利用金仓数据库同步网闸穿过Ⅰ/Ⅲ区正向隔离装置，将电动汽车/储能设备充、放电功率的控制目标通过数据库同步方式转发到河北安全Ⅲ区的金仓数据库，源网荷储调控平台监听数据库并获取控制信息，通过防火墙访问webservice形式发送至第三方平台中。
源网荷储调控平台通过防火墙访问webservice形式获取聚合商上送河北的数据，存入达梦数据库。同时，在河北安全Ⅲ区监听映射数据库并获取上送数据进行处理后生成E格式文本，通过反向隔离发送到安全Ⅰ区进行解析并提交辅助调峰系统。
河北安全Ⅲ区及第三方平台防火墙上一对一IP地址绑定，确保通信安全。源网荷储调控平台与第三方平台采取加密认证措施，双方发布基于HTTPS的web服务，在服务调用时进行依据SSL协议对证书认证，减少第三方平台成本同时又对第三方有管控措施。
（四）技术创新点
1.实现多种资源的可观、可测、可控、可调
实现了调度端控制系统与电动汽车、分布式储能运营商系统的实时连接、数据共享。根据不同的负荷特性开展负荷侧资源参与市场规则及品种的设计，由第三方系统提供的基线负荷、用电信息等数据，实现了对多种负荷资源的的聚合感知和优化调节，发挥市场资源配置的决定性作用。
2.探索雄安地区负荷参与市场运营商业模式
源网荷储调控平台具备与雄安城市智慧能源管理系统（CIEMS）、虚拟电厂交易平台等多个系统交互功能，探索雄安虚拟电厂、智能楼宇、充电桩等可控负荷参与调峰辅助服务市场，以点带面形成突破，并形成可复制、可推广的市场机制和商业运营模式，大幅提升电网灵活调节能力和运行效率，支撑电网安全可靠运行和清洁能源高效消纳。
三、市场方案
（一）市场主体参与条件
2.第三方独立主体或由聚合商代理的自然人、法人单位需具有独立的电力营销户号，采集终端能实现电能在线监测、15分钟电力电量分时计量与传输，且运行状态良好。第三方独立主体约定时段调节容量不小于2MW，调节总量不低于2MWh。聚合商约定时段调节容量不小于5MW，调节总量不低于5MWh。
3.参与市场的第三方独立主体或聚合商应有专业的平台系统，具备上报充（用）电计划、接受和分解调度指令、电力（电量）计量、清分结算等功能，保证业务正常开展，保证收益传导。
4.具备用户侧负荷管理系统、负荷控制装置的第三方独立主体或由聚合商代理的自然人、法人单位，在接入省级需求侧管理平台或调度平台，并通过技术测试取得第三方测试报告后，可优先参与调峰辅助服务。
（二）市场主体权责
1.按照自主意愿参与市场，自行承担市场风险。
2.严格遵守市场规则，服从市场管理，维护市场秩序，接受电力监管机构、政府部门的监督，履行法律法规规定的权利和义务。
5.严格执行市场出清结果，聚合商下发市场出清结果至其聚合的自然人、法人单位。
6.做好设备运行维护，防范安全生产风险。
7.按照市场运营机构的统一调度参与市场。
8.聚合商应满足所聚合的调节资源充（用）电的需求。
9.聚合商按照公平合理的原则与其聚合的自然人、法人单位分配市场收益，自然人、法人单位所获得的市场收益与其应缴纳的电费分别结算，不得冲抵。
（三）市场准入及退出流程
2.完成交易平台注册的第三方主体及日用电量超出10000千瓦时的聚合商代理的自然人、法人单位按照规定办理中国金融认证中心(CFCA)数字证书，并签订入市协议，完成注册手续。日用电量超出10000千瓦时的聚合商代理的自然人、法人单位应将所属全部营销户号在交易平台进行注册。
3.交易机构按照聚合商提供的代理合同在交易平台进行代理关系绑定。
4.交易机构将注册情况在电力交易平台发布，同时报华北能源监管局和省发展改革委备案。
5.第三方主体与市场运营机构签订并网调度协议和辅助服务结算协议。聚合商应与其代理的第三方独立主体签订电力辅助服务市场化交易技术服务合同。
（四）市场结算
1.第三方独立主体或聚合商代理的自然人、法人单位某1小时4个采集点功率应不低于对应时段的基线负荷，（基线负荷计算应符合《GB/T37016-2018电力用户需求响应节约电力测量与验证技术要求》规定），且该小时充（用）电电量大于等于申报电力曲线对应的充（用）电电量80%，视为有效参与了调峰辅助服务，否则该1小时的调峰费用不予结算。
2.市场主体每1小时获得的调峰服务费用等于市场系数、调峰贡献率、充（用）电电量、市场出清价格和快速响应系数的乘积。市场运营初期，充（用）电曲线在0-7点、12-16点时段以1小时为单位多段申报。计算公式如下：
四、市场建设计划
（一）当前建设计划
制定第三方主体参与市场规则，选择将满足市场参与条件的第三方独立主体入市，10月份开展联合调试。
11月份启动第三方主体试点参与调峰辅助服务市场模拟运行，年底前实现试结算。
（二）后期建设计划
分析试点结果，总结经验和问题，进一步完善第三方主体参与调峰市场的准入条件、管理流程等。
随着泛在物联网发展以及源网荷储泛在调度控制技术的不断提升，实现第三方独立主体参与调峰市场的价格申报，推动第三方主体参与省间调峰辅助服务市场。
探索开展顶峰市场规则设计，研究辅助服务费用向用户侧传导机制。