用户侧储能机遇！全国多地发布电力需求响应政策

​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。

通俗来讲，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。2023年，全国多个地区先后出台了电力需求响应补偿政策。

云南：《2023年云南省电力需求响应方案》

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）》

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》

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：《厦门市电力需求响应实施方案（2023-2025年）（征求意见稿）》

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：《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》

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）》

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》

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。