隨著氣溫逐漸攀升，全國多地陸續(xù)進入迎峰度夏階段。今年廣東電網(wǎng)最高統(tǒng)調負荷達到12381萬千瓦，同比增長1.51%；福建電網(wǎng)最高用電負荷達到4063萬千瓦，同比大增5.86%；江西電網(wǎng)統(tǒng)調負荷也達到2259.3萬千瓦，創(chuàng)下歷史新高。

不斷增長的尖峰負荷對電網(wǎng)運行產生巨大的壓力，過去，調控負荷的主要手段是有序用電，通常由電網(wǎng)公司提出有序用電限額等級意見，經(jīng)政府主管部門審核后分解到各市，各市再根據(jù)負荷、電量等指標管理終端用電，但僅依靠行政手段進行電力需求側管理，缺乏有效激勵和補償，企業(yè)參與的積極性不高。

2014年開始，全國部分地區(qū)嘗試在需求側管理中引入市場機制，上海成為全國首個需求響應試點城市。此后，江蘇、浙江、天津、河南等地也陸續(xù)開展電力需求響應工作。電力需求響應的核心目標是用戶能夠根據(jù)價格信號自愿地對用電行為做出改變，而實現(xiàn)目標的關鍵在于建立有效的激勵機制。

截至目前，山東和浙江已經(jīng)公布了2020年電力需求響應工作方案。從激勵方式來看，山東、江蘇和上海等地陸續(xù)嘗試通過需求側競價的模式確定補償價格，相比此前的約定補償，市場化程度有所提升，跨省區(qū)可再生能源現(xiàn)貨交易購電差價盈余成為需求響應的重要資金來源。

山東

響應能力：形成占上年電網(wǎng)最大直調負荷5%的需求側機動調峰能力。

市場主體：

電力用戶，工業(yè)用戶屬于當年度山東電力市場交易用戶，用電容量在315千伏安及以上，其中經(jīng)濟型用戶（負荷聚合商）需具備分時計量條件且單個戶號年用電量500萬千瓦時及以上。用戶側儲能設施、電動汽車充換電站原則上應具備單獨計量條件。單個工業(yè)用戶的響應能力原則上不低于500千瓦，非工業(yè)用戶的響應能力原則上不低于200千瓦。

負荷聚合商，原則上單個工業(yè)用戶響應量低于1000千瓦、非工業(yè)用戶響應量低于400千瓦的由負荷聚合商代理參與需求響應。工業(yè)用戶響應量大于1000千瓦，非工業(yè)用戶響應量大于400千瓦的可自主參與需求響應，也可通過負荷聚合商代理參與。

響應分類：削峰需求響應、填谷需求響應；緊急型需求響應、經(jīng)濟型需求響應。

補償價格：緊急型需求響應補償費用包括容量補償費用、電能量補償費用和考核費用；經(jīng)濟型需求響應補償費用只包括電能量補償費用。采用“單邊報量報價、邊際價格出清”模式，按照“價格優(yōu)先，時間優(yōu)先”的原則確定中標用戶。

補償費用來源：緊急型削峰、填谷需求響應補償費用計入供電成本，經(jīng)濟型削峰、填谷需求響應補償費用暫從電網(wǎng)公司參與跨省區(qū)可再生能源現(xiàn)貨市場試點形成的資金空間支出。

浙江

響應能力：2020年實現(xiàn)全省精準削峰負荷響應能力達到400萬千瓦，負荷側調峰能力達到統(tǒng)調最高用電負荷的5%左右。

市場主體：突破工業(yè)用戶作為單一主體參與模式，進一步匯集儲能設施、充電樁、商業(yè)樓宇、居民家庭等多種負荷類型，積極試點負荷集成商代理方式，實現(xiàn)小散用戶高效聚合資源。在水泥、鑄造、黑色金屬、制藥等行業(yè)開展實時響應可行性研究及試點。研究電信運營商、大型數(shù)據(jù)中心等新型用戶需求響應可行性方案。

響應分類：日前需求響應（削峰日前需求響應、填谷日前需求響應）、實時需求響應。

補償價格：削峰日前需求響應按照單次響應的出清價格、有效響應電量進行補貼，出清價格設置4元/千瓦時價格上限；填谷日前需求響應執(zhí)行1.2元/千瓦時年度固定補貼單價；實時需求響應執(zhí)行4元/千瓦時年度固定補貼單價。

補償費用來源：2020年度電力需求響應補貼資金來源于2019年跨區(qū)域省間富余可再生能源電力現(xiàn)貨交易購電差價盈余部分。

江蘇

響應能力目標：逐步形成峰時平均負荷5%左右的需求響應能力。

市場主體：居民用戶、工業(yè)企業(yè)、負荷集成商、擁有儲能設施的用戶、充電樁運營商。

響應分類：約定需求響應、實時需求響應。

補償價格：

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。T≤60分鐘 ，電價標準為10元/千瓦；60分鐘＜T≤120 分鐘，電價標準為12 元/千瓦；T＞120分鐘，電價標準為15元/千瓦。

對通過需求響應臨時性增加（填谷）負荷，促進可再生能源電力消納，執(zhí)行可再生能源消納補貼。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。

補償費用來源：

2015年，江蘇開始實行季節(jié)性尖峰電價政策，對315千伏安及以上大工業(yè)用戶7、8兩月每天上午和下午各一個小時，在峰期電價的基礎上每千瓦時加價0.1元，這部分電費全部用于補貼需求響應臨時性減少的高峰電力負荷，并保證尖峰電價增收資金和電力需求響應補貼支出之間的基本平衡。

尖峰電價增收的資金用于需求響應可中斷電價和可再生能源消納補貼的支出，按照公平、公開、透明的原則安排使用，增收資金可跨年滾動使用。

河南

市場主體：

凡響應能力500千瓦及以上的工業(yè)用戶，和響應能力200千瓦及以上的非工業(yè)用戶，設備接入電力用戶用電信息采集系統(tǒng)，且運行狀態(tài)良好的，均可自愿參與需求響應工作。符合以上條件的電力用戶可直接申請參與需求響應，也可通過售電企業(yè)或電能服務機構以集中管理的形式參與需求響應。

響應分類：約定需求響應、實時需求響應。

補償價格：約定需求響應：60分鐘≤T≤120分鐘，補貼價格6元/千瓦·次；T＞120分鐘，補貼價格為9元/千瓦·次。

實時需求響應：30分鐘≤T≤60分鐘，補貼價格為12元/千瓦·次；60分鐘＜T≤120分鐘，補貼價格為18元/千瓦·次。

補償費用來源：電網(wǎng)企業(yè)發(fā)放的需求響應補貼成本納入輸配電價核定。