用户侧储能机遇！全国17地区发布电力需求响应政策！多地削峰填谷2次补偿
步入2023年以来，多个省市先后发布了最新电力需求响应政策。
电力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，暂时改变其固有的习惯用电模式，减少（增加）用电，从而促进电力供需平衡、保障系统稳定运行的行为。
通俗的讲，电力需求响应就是指当电力供应紧张（或过剩）、出现时段性电力电量不足（或富裕）时，电网企业根据供需形势，邀约具有负荷调节能力的用户在电网和用户双方约定的特定时段主动调减（或增加）用电负荷，用户按照主动调减（或增加）的用电负荷获得一定补偿（补贴）的供、用电行为方式。
储能通过充电放电，对电网起到支撑作用，通过电力需求响应获取补贴，也是储能赚钱的一种方式，尤其是对于用户侧储能来说。参与电力需求响应形成源网荷储一体化的新型电力系统，实现多元化创新应用，拓展用户侧储能的收益渠道和商业模式。
国家明确鼓励和支持各省市区开展电力需求响应。据北极星储能网不完全统计，自2018年起至今，共17个地区先后出台了电力需求响应补偿政策。据本次统计，多地都出台政策将用户侧储能具体设施明确纳入电力需求响应范围；削峰填谷补偿分开结算的省市共有4个区域，分别是云南、江苏、宁夏、天津。
各地区储能补偿政策详情：
云南
《2023年云南省电力需求响应方案》
2023年4月27日
市场化邀约包括削峰类、填谷类两类；按照响应时序，可将其划分为邀约型、实时型两类。需求响应原则上每天不多于3次，每次不超过3小时。
响应补贴标准单位为元/千瓦时，起步阶段仅提交单段报价。
（一）实时型响应补贴：实时响应补贴标准执行全年统一价格2.5元/千瓦时。
（二）邀约型响应补贴：削峰类响应补贴标准的上下限分别为5元/千瓦时、0元/千瓦时；填谷类响应补贴标准的上下限起步阶段分别暂定为1元/千瓦时、0元/千瓦时。
甘肃
《甘肃电力需求响应市场实施方案（试行）》
2023年4月21日
补偿费用结算：需求响应市场补偿费计算以小时为单位，由实际有效响应电量按照出清价格乘以相应收益折算系数进行结算。
折算系数：大于等于80%且小于90%时，折算系数为0.8；大于等于90%且小于100%时，折算系数为0.9；大于等于100%且小于等于120%时，折算系数为1；大于120%时折算系数为1，且该小时有效响应容量计为中标响应负荷的120%；对于实际响应负荷未达到中标响应负荷的80%，视为无效响应。
考核费用结算：对市场主体实际响应负荷低于中标容量80%的部分进行考核，考核费用由不足80%中标电量按照出清价格乘以考核系数进行计算，考核系数暂设为0.5。
四川
《关于四川电网试行需求侧市场化响应电价政策有关事项的通知》
2023年4月19日
需求侧市场化响应以每小时可响应容量为交易标的，需求响应价格的上下限暂定为3元/千瓦时和0元/千瓦时，后期可视市场运行情况调整。
福建
《厦门市电力需求响应实施方案（2023-2025年）（征求意见稿）》
2023年4月18日
补贴计算。用户需求响应补贴金额=实际响应负荷量×响应时间×补贴价格系数×响应速度系数×补偿基准价格。补偿基准价格为4元/千瓦时，补贴价格系数和响应速度系数见下表。
河北
《河北省发展和改革委员会关于进一步做好河北南部电网电力需求响应市场运营工作的通知》
2023年4月6日
资金来源及补偿标准。需求响应补贴费用按照运营规则中“以支定收”的方式分摊。日前和日内响应采用电量补偿方式。实时响应采用容量+电量补偿方式。
电量补偿：日前响应按照出清价格进行补偿；日内提前4小时响应按照出清价格1.3倍进行补偿，提前2小时级响应按照出清价格2倍进行补偿；实时响应按照出清价格的3倍进行补偿。电量补偿按照运营规则，采用“基于响应负荷的阶梯式”补贴方案。
容量补偿：在需求响应执行月，给予实时需求响应主体容量补偿，标准按照8元/千瓦·月。电网企业按月持续监测中标主体的用电状态，当月晚峰时段（夏季20~22时、冬季晚峰17~19时）协议约定备用容量应不低于平均监测负荷的80%，否则视为无效容量，不给与补贴。
贵州
《贵州省电力需求响应实施方案（征求意见稿）》
2023年4月7日
负荷聚集商聚合的单个虚拟电厂响应能力不低于0.1万千瓦，单个需求响应资源响应能力不低于0.01万千瓦，响应时长均不低于1小时。响应价格，单位为元/千瓦时。响应价格的上限Pi根据市场运行情况另行通知。
天津
《天津市2023年春节期间电力需求响应实施细则》
2023年1月11日
补贴单价，邀约型填谷需求响应为固定补偿模式，价格为1 元/千瓦时。
浙江
《衢州市本级2022年电力需求响应补贴实施办法》
2022年10月27日
全省执行电力需求响应期间，对市本级(含柯城、衢江)有效参与需求响应的电力用户，在获得省级响应补贴金额基础上给予补贴，补足至4元/千瓦时。
一个自然年内市本级(含柯城、衢江)补贴总额上限为500万元。如年度内应补贴总额超过上限的，则实际补贴金额同比例下降。
江苏
《江苏省电力需求响应实施细则(修订征求意见稿)》
2022年10月24日
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。
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。
宁夏
《宁夏回族自治区电力需求响应管理办法》
2022年6月14日
在国网宁夏电力单独立户、单独计量的直供终端电力用户，且满足市场化交易准入条件，可直接或由负荷聚合商代理参与需求响应，响应持续时间不低于60分钟。响应能力大于等于1000千瓦的电力用户可单独参与，也可由负荷聚合商代理参与。鼓励电能替代、储能（热）、电动汽车充电设施等具有可调节能力的用户、运营商参与需求响应。
《办法》明确了补偿标准，削峰响应按照2元/千瓦时的标准发放补贴，补偿费用按照有效响应量、补贴系数、补偿价格、响应时长计算得出。
补偿费用=有效响应量（千瓦）×补贴系数×补偿价格（元/千瓦时）×响应时长（小时）
填谷需求按照0.35元/千瓦时的标准发放补贴，补偿费用按照有效响应量、补贴系数、补偿价格、响应时长计算得出。
补偿费用=有效响应量（千瓦）×补贴系数×补偿价格（元/千瓦时）×响应时长（小时）
填谷响应由辅助服务市场承担填谷补贴费用。
山东
《2022年全省电力可中断负荷需求响应工作方案》
2022年6月7日
紧急型需求响应是指因出现电力缺口或新能源消纳困难影响电网可靠性时，参与主体根据电网企业邀约主动削减或增加负荷，实现削峰填谷作用。按照响应速度和控制方式，参与主体分为3档，分别获得不同的容量和电能量补偿费用。其中，容量补偿费用，第1档原则上不超过2元/千瓦·月，第2档、第3档分别为第1档的 1.5倍、2倍；电能量补偿费用，根据实际响应量和现货市场价格确定。
经济型需求响应是指当预判次日电力现货市场价格波动较大时，参与主体根据电网企业邀约自主选择削减或增加负荷，促进电力现货市场平稳运行。参与主体通过市场竞价方式获得电能量补偿费用，补偿费用根据实际响应量和现货市场价格确定。山东电力现货市场连续长周期结算试运行期间，根据电网运行实际需求按日开展需求响应工作。
陕西
《2022年陕西省电力需求响应工作方案》
2022年5月24日
福建
《福建省电力需求响应实施方案（试行）》
2022年5月24日
响应负荷能力在200千瓦及以上的电力用户可作为直接需求用户参与需求响应，也可通过负荷聚合商代理参与。响应负荷能力在200千瓦以下的电力用户由负荷聚合商代理参与。鼓励有储能资源的用户、充电桩运营用户及当年列入有序用电方案的用户参与响应。
申报价格上限=资金来源预算/（电力调控中心提供的年度预计负荷缺口*缺口预计持续时间）
方案提出，根据用户实际响应量占申报响应量的比例，设置补贴价格系数，如表所示。
用户需求响应补贴金额=该用户实际响应负荷*响应时长*补贴价格系数*补贴单价。
补贴价格系数：
重庆
《2022年重庆电网需求响应实施方案（试行）》
2022年4月30日
国网重庆市电力公司供区范围内，具备单独用电户号，具备无线公网、230专网加密控制双模远程通信方式的用电信息采集终端，运行容量1000千伏安及以上的工商业用户可参与需求响应。负荷聚合商视为单个用户参与需求响应，单个负荷聚合商的响应能力原则上不低于5000千瓦。
需求响应补贴标准参考国内其它省市执行情况，并兼顾重庆市负荷特点，在削峰响应方面，工业用户为10元/千瓦/次，商业、移动通信基站、用户侧备用电源、数据中心、电动汽车充换电站、冻库等用户为15元/千瓦/次；填谷响应为1元/千瓦/次。
广东
《广东省市场化需求响应实施细则（试行）》
2022年4月16日
日前邀约需求响应交易响应价格：单位为元/MWh，现阶段响应价格为单段报价，具备条件后可启用多段报价。响应价格的上下限分别为P1和P2，按照市场参数取值设定。
可中断负荷交易调用价格：单位为元/MWh，调用价格的上下限分别为 P和 P5，按照市场参数取值设定。
日前邀约申报价格上限为3500元/MWh
日前邀约虚拟电厂申报可响应容量下限0.3MW
可中断负荷申报价格上限为5000元/MWh
可中断负荷虚拟电厂申报可响应容量下限为0.3MW
河北
《河北省电力需求响应市场运营规则》
2022年4月7日
采用“基于响应负荷的阶梯式”补贴方案，根据用户响应负荷与应约负荷的比值（负荷响应率），按照出清价格和有效响应电量进行核算。当负荷响应率低于80%时，响应无效，不予补贴；当负荷响应率在80%-120%之间时，按有效响应电量乘以出清价格进行补贴；当负荷响应率高于120%时，120%-150%部分按有效响应电量乘以出清价格的0.5倍进行补贴；150%以上部分，不予补贴。
贵州
《贵州省电力需求响应实施方案（试行）》
2022年3月30日
市场主体包括负荷聚集商、电力用户等。负荷聚集商聚合各类电力用户需求响应资源，参与市场化需求响应。现阶段，仅限售电公司注册为负荷聚集商。负荷聚集商聚合的单个虚拟电厂响应能力不低于0.1万千瓦，单个需求响应资源响应能力不低于0.01万千瓦，响应时长均不低于1小时。
响应价格单位为元/千瓦时，响应价格的上限Pi根据市场运行情况另行通知。
天津
《天津市2022年电力需求响应实施细则》
2022年1月21日
补贴单价：
（1）邀约型填谷需求响应为固定补偿模式，价格为1.2元/千瓦时。
（2）邀约型削峰需求响应为固定补偿模式，价格为2.0元/千瓦。
（3）紧急型削峰需求响应为固定补偿模式，价格为5.0元/千瓦。
补贴系数：
1）当实际响应率低于 50%，响应无效，不予补贴；
2）当实际响应率在 50%（含）-120%（含）之间时，按有效响应量乘以出清价格进行补贴；
3）当实际响应率在 120%（不含）以上，120%（含）以下按照以上规则给予补贴，超过 120%的部分，不予补贴。
安徽
《安徽省电力需求响应实施方案（试行）》
2022年1月19日
需求响应参与主体为电力用户和负荷聚合商，负荷聚合商具备工业领域电力需求侧管理服务机构或安徽电力市场售电公司资质，自建电力能效监测相关系统，响应能力原则上不低于5000千瓦。
对通过需求响应临时减少（增加）的用电负荷执行响应补偿价格。响应补偿金额=有效响应负荷×响应补偿价格×调控时间系数×负荷响应率系数。
对纳入需求响应资源库，可供随时调用的约时和实时备用容量，按月执行容量补偿价格，并根据需求淡旺季进行差异化调整，其中，每年1、2、7、8、9、12月为旺季，其他月份为淡季。容量补偿金额=协议约定备用容量×容量补偿价格。
广西
《广西电力市场化需求响应实施方案（试行）》
2021年12月28日
根据目前技术及市场条件，暂定广西电网35千伏及以上市场用户参与需求响应，单个电力用户最小响应能力（最小可削减负荷）不低于200千瓦，响应时长不低于1小时。负荷集成商（现阶段由售电公司注册）可聚合其所代理的用户参与交易，最小响应能力不低于1000千瓦，响应时长不低于1小时。
现阶段，暂定响应价格上限为2.5元/千瓦时（注：少用1度电最多可获得2.5元补偿），电力用户月度分摊需求响应市场损益上限为0.01元/千瓦时（注：月度分摊电费上限为0.01元/千瓦时)。
天津
《天津市2021年夏季电力需求响应实施细则》
2021年7月5日
需求响应参与主体为电力用户、负荷集成商、虚拟电厂运营企业。本次实施削峰需求响应总规模上限为50万千瓦，分为邀约型需求响应、紧急型需求响应，紧急型需求响应为固定补偿模式，价格为5.0元/千瓦；邀约型需求响应分为固定式补偿和竞价两种模式，固定补偿价格模式的补偿价格为2.0元/千瓦，竞价模式的补偿价格上限为3.0元/千瓦。
湖北
《湖北省电力需求响应实施方案（试行）》
2021年6月18日
单个工业电力用户的约定响应能力原则上不低于500千瓦,其他用户的约定响应能力原则上不低于200千瓦。响应持续时间不低于60分钟。鼓励有储能资源的用户、当年列入《湖北有序用电方案》用户参与响应。
日前响应原则上1天不多于2次，每次持续时间不低于1小时，每日累计时间不超过4小时。响应补贴标准最高为20元/千瓦。
日内响应原则上1天不多于2次，每次持续时间不低1小时，每日累计时间不超过4小时。响应补贴标准最高为25元/千瓦。
浙江
《关于开展2021年度电力需求响应工作的通知》
2021年6月8日
总体目标为全省储备用户侧削峰响应能力1000万千瓦以上（2020年为400万千瓦），具备最高用电负荷5%以上的削峰能力。
陕西
《2021年陕西省电力需求响应工作方案》
2021年5月21日
响应能力大于等于200千瓦的电力用户可单独参与，小于200千瓦的电力用户由负荷聚合商代理参与，每个负荷聚集商约定的响应能力原则上不小于2000千瓦。
单次响应量在申报响应量的80%-120%之间，按照实际响应量给予补偿，单次实际响应量超过申报响应量的120%，按照申报响应量的120%给予补偿，单次实际响应量低于申报响应量80%的不享受补偿。其中紧急性削峰需求响应补贴最高35元/kW·次，经济性非居民需求响应补贴最高15元/kW·次。
江苏
《江苏省电力需求响应实施细则（修订版）》
2018年6月15日
普通工业用户、负荷集成商可参与需求响应，鼓励拥有储能设施的用户和充电桩运营商参与响应。
对通过需求响应临时性减少（错避峰）的可中断负荷按照其响应类型和响应速度试行可中断负荷电价。
填谷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。
