國家發(fā)改委日前發(fā)布公開征求《電力需求側管理辦法（征求意見稿）》《電力負荷管理辦法（征求意見稿）》意見的公告，再次強調用戶側參與電力市場。
曾幾何時，電網(wǎng)調節(jié)一直依賴電源端和電網(wǎng)端，需求側幾乎成為電力調節(jié)的“真空地帶”，由此產生了一些列問題，在電力峰值來臨之時，電源端只好不斷增加裝機量，以此滿足人們不斷增長的電力需求；電網(wǎng)端也不得不通過限制一部分高污染的用電大戶通過減少其用電來滿足電網(wǎng)供需平衡。不過作為電力供需關系的重要一環(huán)，需求側參與電網(wǎng)調節(jié)才能真正解決真正的難題。
電力需求側參與調峰，能全方位發(fā)揮需求側資源潛力，加速源網(wǎng)荷儲協(xié)同互動，助力新型電力系統(tǒng)和新型能源體系建設中發(fā)揮重要作用。
【資料圖】
但如何激勵需求側參與電網(wǎng)調峰是一個問題。
電力需求側作為市場主體只有在足夠的政策激勵下才有動力參與電力調節(jié)。
最近，多個省市陸續(xù)出臺需求響應補償激勵政策，以此推動工商業(yè)電力用戶、儲能運營商、虛擬電廠等新主體參與電力市場，甚至居民也可以通過一定方式參與電網(wǎng)調節(jié)而獲利。
國際能源網(wǎng)（微信公眾號：inencom）了解到，當前已經有貴州、山東、浙江、天津、重慶、河北、甘肅、廣東等18省區(qū)出臺關于需求側參與電網(wǎng)調節(jié)的補貼措施。補貼總價最高達500萬元，補貼單價最高也有35元/千瓦.次。
貴 州
負荷聚集商聚合的單個虛擬電廠響應能力不低于0.1萬千瓦，單個需求響應資源響應能力不低于0.01萬千瓦，響應時長均不低于1小時。響應價格：響應價格上限為1.5元/千瓦時。
湖 南
在省電力公司營銷系統(tǒng)中獨立立戶、單獨計量的直供終端電力用戶可直接或由負荷集成商代理參與需求響應。按響應時段內響應負荷進行補償，每次補償價格不高于10元/千瓦。
福 建
申報價格上限=資金來源預算/(電力調控中心提供的年度預計負荷缺口×缺口預計持續(xù)時間)用戶需求響應補貼金額=該用戶實際響應負荷x響應市場x外貼價格系數(shù)x補貼單價
補貼價格系數(shù)：實際響應容量占申報響應量的比例：<50%,補貼價格系數(shù)為0;50%-80%,補貼價格系數(shù)為0>80%,補貼價格系數(shù)為1
福建廈門
用戶需求響應補貼=實際響應負荷量×響應時間x補貼價格
系數(shù)×響應速度系數(shù)x補償基準價格
補償基準價格：4元/kWh
補貼價格系數(shù)和響應速度系數(shù)分別為0~1、1~3
浙 江
日前削峰：電量補貼：4元/kWh封頂
小時級：電量補貼：固定4元/kWh;容量補貼：旺季0.25元/kW · 月
分鐘級：電量補貼：固定4元/kWh;容量補貼：旺季1元/kW ·月
秒級：電量補貼：固定4元/kWh;容量補貼：旺季0.1元kW · 月填谷：容量補貼：5元/(kW日）
廣 東
靈活避峰需求響應補償收益暫按日前邀約的保底價格1.5元 /kWh執(zhí)行。日前邀約：申報價格上限3500元/MWh;虛擬電廠申報可響應容量下限0.3MW可中斷負荷：申報價格上限為5000元/MWh;虛擬電廠可申報容量下限0.3MW。
云 南
實時響應補貼：全年統(tǒng)一2.5元/kWh,每天不多于3次。每次個超過3小時邀約型響應：削峰類：0-5元/kWh;填谷類：0-1元/kWh。
四 川
需求側市場化響應以每小時可響應容量為交易標的，需求響應價格的上下限暫定為3元/千瓦時和0元/千瓦時。
甘 肅
需求響應市場補償費用按照“誰受益、誰承擔”的原則，按月在相關市場主體間分攤或返還。
河 北
實時需求啊應容量補償：8元/kW·月
電量補償：日前啊應電量補償：按照出清價格進行補償；
日內響應電量補償：提前4小時響應按照出清及價格1.3倍
進行補償，提前2小時級響應按照出清價格2倍進行補償；
實時響應電量補償：按照出清價格3倍進行補償。
天 津
邀約型填谷需求響應補貼價格1元/kwh春節(jié)期間補貼資金規(guī)模上限暫定1000 萬元，超過上限按比例折算。
（1）邀約型填谷需求響應為固定補償模式，價格為1.2元/千瓦時。
（2）邀約型削峰需求響應為固定補償模式，價格為2.0元/千瓦。
（3）緊急型削峰需求響應為固定補償模式，價格為5.0元/千瓦。
江 蘇
普通工業(yè)用戶、負荷集成商可參與需求響應，鼓勵擁有儲能設施的用戶和充電樁運營商參與響應。對通過需求響應臨時性減少（錯避峰）的可中斷負荷按照其響應類型和響應速度試行可中斷負荷電價。填谷約定響應谷時段可再生能源消納補貼為5元/千瓦，平時段補貼為8元/千瓦。
寧 夏
最大響應能力不超過最大用電負荷的5%。填谷需求按照0.35元/千瓦時的標準發(fā)放補貼，補償費用按照有效響應量、補貼系數(shù)、補償價格、響應時長計算得出。
山 東
緊急型需求響應：容量補償：第一檔不超過2元/kW·月；第二檔3元/kW·月；第三檔4元/kW ·月；電能量補償：根居實際響應量和現(xiàn)貨試產價格計經濟性需求響應：無容量補償；電能量補償：根據(jù)實際響應量和現(xiàn)貨市場價格計。
重 慶
在削峰響應方面，工業(yè)用戶為10元/千瓦/次，商業(yè)、移動通信基站、用戶側備用電源、數(shù)據(jù)中心、電動汽車充換電站、凍庫等用戶為15元/千瓦/次；填谷響應為1元/千瓦/次。
安 徽
響應補償：約時削峰響應：8元/kW/次；實時削峰響應：
12元/kW/次；填谷響應：3元/kW/次；
容量補償：約時備用容量：旺季1元/kW·月，淡季0.5元kW ·月；實時備用容量：旺季2元/kW ·月，淡季1元/kW ·月
廣 西
根據(jù)目前技術及市場條件，暫定廣西電網(wǎng)35千伏及以上市場用戶參與需求響應，單個電力用戶最小響應能力（最小可削減負荷）不低于200千瓦，響應時長不低于1小時。負荷集成商（現(xiàn)階段由售電公司注冊）可聚合其所代理的用戶參與交易，最小響應能力不低于1000千瓦，響應時長不低于1小時。
現(xiàn)階段，暫定響應價格上限為2.5元/千瓦時（注：少用1度電最多可獲得2.5元補償），電力用戶月度分攤需求響應市場損益上限為0.01元/千瓦時（注：月度分攤電費上限為0.01元/千瓦時)。
湖 北
日前響應原則上1天不多于2次，每次持續(xù)時間不低于1小時，每日累計時間不超過4小時。響應補貼標準最高為20元/千瓦。日內響應原則上1天不多于2次，每次持續(xù)時間不低1小時，每日累計時間不超過4小時。響應補貼標準最高為25元/千瓦。
陜 西
經濟型非居民響應調控時間小于2小時的，10元/千瓦.次
經濟型非居民響應時間大于2小時的，15元/千瓦.次
經濟型居民響應時間小于兩小時的，5元/千瓦.次
經濟型居民響應時間大于兩小時的，8元/千瓦.次
緊急型非居民響應不到1小時的，25元/千瓦.次
緊急型非居民響應大于1小時的，35元/千瓦.次
政策匯總：
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