北极星售电网获悉，日前，安徽省能源局发布关于公开征求安徽省电力需求响应实施方案（2025年版）意见的公告。
文件明确，响应补偿：
（一）需求响应补偿电价标准
（2）因电力供需形势缓解需要提前取消需求响应执行，对参与主体按照原响应邀约计划给予补偿。具体补偿标准如下：
响应补偿金额=应约响应量×计划调用时间×响应补偿价格×响应速度系数×0.8。
（3）因电力供需形势缓解需要提前中止需求响应执行，对参与主体按照调用和中止两种情况给予补偿。具体补偿标准如下：
响应补偿金额=调用补偿金额+中止补偿金额；
其中：①调用补偿金额=有效响应负荷×实际调用时间×响应补偿价格×响应速度系数×负荷响应率系数；
②中止补偿金额=应约响应量×（计划调用时间-实际调用时间）×响应补偿价格×响应速度系数。
2.容量补偿价格
对纳入需求响应资源库，可供随时调用的快上快下和实时备用容量，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、7、8、9、12月为旺季，其他月份为淡季。容量补偿金额=月度备用容量×容量补偿价格。具体容量补偿价格如下：
（二）补偿结算
1.响应及容量补偿结算
每年迎峰度夏（冬）前，省电力公司分别于4月1日至4月30日、10月1日至10月31日，统计汇总半年度需求响应执行结果和备用容量效果评估情况，测算各参与主体响应及容量补偿费用，在省级平台上进行公示并报备省能源局，公示期1周，于公示结束的次月完成补偿费用发放。对响应及容量补偿费用有异议的参与主体应在公示期内进行反馈，省电力公司进行复核，确有错误及时修正，重新进行公示并报备省能源局。
2.补偿发放方式
独立参与需求响应用户的补偿费用，由省电力公司组织各市供电公司直接支付或在结算电费时予以退补。虚拟电厂运营商、负荷聚合商与代理用户的补偿分成比例由双方按照需求响应代理协议自行协商确定，其中，代理用户补偿费用按分成比例由省电力公司组织各市供电公司直接支付或在结算电费时予以退补，虚拟电厂运营商、负荷聚合商补偿费用按分成比例由省电力公司统一结算支付。对于确实无法兑现补偿费用的参与主体，省电力公司及时在省级平台上进行公示并报备省能源局，公示期1周，公示无异议后，视为自动放弃补偿费用，纳入尖峰电价资金池统筹管理。
详情如下：
安徽省电力需求响应实施方案（2025年版）
（征求意见稿）
为贯彻落实国家“碳达峰、碳中和”战略部署和“四个革命、一个合作”能源安全新战略，着力提升负荷资源灵活调节和充裕储备能力，促进可再生能源电力消纳，缓解电网运行压力，支撑新型电力系统构建，顺利实现全省电力迎峰度夏（冬），根据国家发展改革委等部门《电力需求侧管理办法（2023年版）》《电力负荷管理办法（2023年版）》等文件要求，结合我省实际，制定本方案。
一、总体要求
电力需求响应是指应对短时的电力供需紧张、可再生能源电力消纳困难等情况，通过经济激励为主的措施，引导电力用户根据电力系统运行的需求自愿调整用电行为，实现削峰填谷，提高电力系统灵活性，保障电力系统安全稳定运行，促进可再生能源电力消纳。根据电网运行需要，电力需求响应分为削峰需求响应和填谷需求响应；根据响应通知时间，电力需求响应分为日前需求响应和日内需求响应。
按照“安全可靠、自愿参与、公平公正”的原则，在全省范围内开展电力需求响应工作，运用市场机制和价格杠杆，广泛发动各类市场主体参与需求响应，形成全省最大用电负荷5%以上的需求响应能力，引导用户提高电能管理水平，缓解电力供需矛盾，提升电网运行效率，推动源网荷储友好互动。同时，为进一步增强电网应急调节能力，鼓励具备条件的市场主体建立需求响应备用容量，提供系统应急备用服务，其可调节负荷资源全年处于备用响应状态，具备随时启动响应条件。
二、参与主体
（一）电力用户
1.具有省内独立电力营销户号，相关用电设备设置独立计量点，已实现电能在线监测，并接入安徽省电力需求侧管理平台（新型电力负荷管理系统，以下简称“省级平台”）。
2.电力用户及其所属的可调节资源可独立或通过虚拟电厂运营商、负荷聚合商代理参与需求响应，但在一年内只能选择其中一种参与方式，只能由一家虚拟电厂运营商或负荷聚合商代理。
3.拥有空调、储能、充换电设施、数据中心、基站、蓄冰制冷装置、微电网等其他具备可调节负荷的用户可通过独立户号、虚拟电厂运营商或负荷聚合商参与需求响应。
4.鼓励居民用户通过智能家居控制系统或空调（家庭制冷/取暖设备）、热水器等远程控制系统，以虚拟电厂运营商、负荷聚合商代理方式与省级平台实现对接。
（二）虚拟电厂（负荷聚合商）
1.具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任，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。
2.自建电力能效监测相关系统，对代理的电力用户具有负荷监测手段和调控能力，并实现与省级平台数据交互。
3.鼓励聚合未纳入各级电网调度管理的小规模工商业用户和用户侧储能、楼宇空调、充换电设施、基站、集中式供冷供热、数据中心等新兴负荷资源。
4.单个虚拟电厂运营商、负荷聚合商的可调节能力原则上不低于5000千瓦。虚拟电厂运营商的响应时间原则上应达到小时级、分钟级或秒级，具备参与日内需求响应的能力。
5.虚拟电厂运营商、负荷聚合商视为单个用户参与需求响应，其聚合的电力用户均需满足上述对电力用户的要求。
三、参与方式
（一）用户申请
符合申请条件的参与主体可根据自身实际，自愿申报参与需求响应，随时可通过省级平台、“网上国网”客户端进行线上申请，填写需求响应（备用容量）申请并上传相关资料。
（二）申请确认
省电力公司定期组织各市供电公司对所有申请参与需求响应的主体进行申请确认，确认需求响应（备用容量）能力。
（三）协议签订
省电力公司在省级平台定期对通过申请确认的参与主体进行公示，公示期1周。公示结束无异议后，各市供电公司组织参与主体签订需求响应合作协议（见附件1），其中，虚拟电厂运营商、负荷聚合商需同时提供与代理用户签订的需求响应代理协议（见附件2）和承诺书（见附件3）。
四、实施流程
（一）响应启动
省能源局会同省电力公司根据电力平衡情况，综合研判电力供需形势，明确启动需求响应以及响应方式、规模、时段等，并分解下达各市需求响应执行指标。
1.削峰需求响应启动条件
（1）全省或局部呈现电力供需平衡缺口（不包括发生全网或局部电网紧急事故状态下的电力缺口情况）；
（2）电网备用容量不足或局部负荷过载；
（3）开展需求响应实测验证等工作需要。
2.填谷需求响应启动条件
（1）当用电负荷水平较低，电网调节能力不能适应峰谷差及可再生能源波动性、间歇性影响，难以保证电网安全稳定运行；
（2）开展需求响应实测验证等工作需要。
（二）响应邀约
削峰需求响应执行日前或日内需求响应，填谷需求响应执行日前需求响应。响应邀约按照“时间优先、容量优先、兼顾公平”的原则开展，根据电网运行需要可优先对虚拟电厂运营商、负荷聚合商、充换电设施、已签约备用容量等部分资源灵活开展邀约。
1.日前需求响应
省电力负荷管理中心于需求响应执行启动前一天，通过省级平台、客户端、短信、电话等方式向参与主体发出响应邀约，告知响应范围、需求量、时段及邀约截止时间等信息；参与主体于邀约截止时间前，通过省级平台、客户端反馈响应量；省电力负荷管理中心按照邀约原则，确定参与主体和应约响应量，直至达到响应需求量。
2.日内需求响应
日内需求响应按照响应速度可分为快上快下需求响应和实时需求响应。
（1）快上快下需求响应
省电力负荷管理中心于需求响应执行启动的0.5小时之前（不含0.5小时，小时级响应），通过省级平台、客户端、短信、电话等方式向参与主体发出响应邀约，告知响应范围、需求量、时段及邀约截止时间等信息；参与主体于邀约截止时间前，通过省级平台、客户端反馈响应量；省电力负荷管理中心按照邀约原则，确定参与主体和应约响应量，直至达到响应需求量。
（2）实时需求响应
在电网紧急情况下，省电力负荷管理中心于需求响应执行启动前0.5小时以内（含0.5小时，分钟级响应），通过省级平台、客户端向参与主体下发调节或控制指令，告知响应范围、需求量、时段等信息，并通过省级平台自动完成响应能力确认。参与实时需求响应的用电设备应具备可快速中断或可远程中断的特性。
（三）响应取消
在响应执行前，因电力供需形势缓解，响应需求量下降或不需执行响应时，省能源局会同省电力公司等比例调减各市需求响应执行指标或提前取消需求响应执行；各市电力负荷管理中心综合考虑参与主体恢复生产时间、参与主体意愿及本地执行能力等情况，优先清退具备快速恢复生产能力的参与主体；省电力负荷管理中心向参与主体发布响应变更信息，各市电力负荷管理中心对参与主体做好告知解释等工作。
（四）响应执行
1.日前及快上快下需求响应
参与主体根据最新的响应执行信息，按照约定在响应日的响应时段自行调整用电负荷，及时足额完成响应。
2.实时需求响应
参与主体利用需求响应终端与自有电力能效监测相关系统的联动策略，于0.5小时内自动完成负荷调节；或由省电力负荷管理中心通过省级平台自动完成对参与主体的负荷控制。
（五）响应结束
省电力负荷管理中心在响应结束后发出响应解除通知，参与主体在收到响应解除通知后自行调整用电负荷。
在响应执行过程中，因电力供需形势缓解，响应需求量下降或不需执行响应时，省能源局会同省电力公司等比例调减各市需求响应执行指标或提前中止需求响应执行；省电力负荷管理中心及时发出中止通知；各市电力负荷管理中心优先释放具备快速恢复生产能力的参与主体，对参与主体做好告知解释等工作。
五、效果评估
（一）需求响应效果评估
1.基线计算
为更加科学合理选取参与主体基线参考日，尽量减少企业生产调整、集中检修等原因导致的无效响应情况，参考PJM需求响应基线计算方法，将响应日分为工作日、非工作日分别计算不同响应类型的基线平均负荷（见附件4）。
基线中出现的最大负荷称为基线最大负荷，出现的最小负荷称为基线最小负荷，根据基线计算出的算术平均负荷称为基线平均负荷。虚拟电厂运营商、负荷聚合商的基线，以其聚合参与需求响应的全部用户基线合计得出。
2.评估标准
省电力负荷管理中心以省级平台采集的用户关口负荷数据为基础计算响应效果。实际响应负荷为基线平均负荷与响应时段平均负荷差值的绝对值。负荷响应率为实际响应负荷占应约响应量的百分比。
参与主体在响应执行过程中应同时满足以下条件则视为有效响应，否则视为无效响应：
（1）对于削峰需求响应，响应时段最大负荷低于基线最大负荷；对于填谷需求响应，响应时段最小负荷高于基线最小负荷；
（2）对于削峰需求响应，响应时段平均负荷低于基线平均负荷，负荷响应率大于等于50%；对于填谷需求响应，响应时段平均负荷高于基线平均负荷，负荷响应率大于等于50%。
负荷响应率小于50%，不予补偿；负荷响应率在50%（含）-80%之间（不含），按实际响应电量的0.5倍给予补偿；负荷响应率在80%（含）-120%（含）之间，按实际响应电量给予补偿；负荷响应率大于120%，按应约响应电量的120%给予补偿。
3.履约评价
对电力用户年内3次以上不参与应约或年内3次以上负荷响应率未达到50%、严重威胁电网安全的，原则上取消其本年度和次年度参与资格。对虚拟电厂运营商、负荷聚合商年内2次以上不参与应约或年内2次以上负荷响应率未达到50%、无正当理由拒绝履行合同、严重威胁电网安全的，原则上及时予以清退，两年内不得参与需求响应，并将其违约行为纳入信用信息公开。
4.同时参与多个响应
为鼓励用户挖掘日内需求响应能力，对同时参与多个响应的响应效果进行充分评估。在同一时段，参与主体同时参加日前响应和日内响应时，优先进行日内响应效果评估，超出日内应约响应量的实际响应负荷，再用于日前响应效果评估。
（二）备用容量效果评估
1.技术条件
需求响应备用容量分为快上快下备用容量和实时备用容量。其中，申报快上快下备用容量的参与主体，应将其关口和用电设备相关数据接入省级平台，确保上传的监测数据及时、准确、完整，稳定保持在线，并严格履约执行响应；申报实时备用容量的参与主体，应将其关口和用电设备相关数据接入省级平台，具备接收省级平台调节或控制指令并按指令自动完成负荷调节或控制的能力。相关技术规范由省电力公司另行制定。
参与主体在加强需求响应备用容量建设及参与需求响应的过程中，应根据自身生产工艺和设备情况选择合适的可调节负荷参与备用容量和需求响应，不得影响企业安全生产，不得包含可能危及人身、设备安全以及可能造成经济损失的负荷。
2.评估标准
省电力负荷管理中心对已签订协议的备用容量纳入需求响应资源库进行管理，根据迎峰度夏（冬）不同时段的情况，按月持续监测参与主体的备用容量状态，以确保其随时可调用。备用容量按照参与主体按月申报的月度备用容量计算。参与主体可于月底前申请变更下一个月的月度备用容量。月度备用容量应同时满足以下条件则视为有效容量，否则视为无效容量：
（1）当月监测的可调能力平均值占月度备用容量的比例大于等于80%；
（2）在参与需求响应的过程中，实际响应负荷大于等于月度备用容量的80%，实际响应时间大于等于调用时间；
（3）根据电网供需平衡实施需求响应的情况，全年有效执行次数（含实测验证）原则上应大于等于1。
（三）特殊情况判定
省能源局、省电力公司根据电力供需实际情况，在响应执行前或响应执行过程中，要求参与主体提前取消或中止需求响应执行，造成参与主体出现无效响应和无效容量的情况，对参与主体仍按照有效响应和有效容量判定。
六、响应补偿
（一）需求响应补偿电价标准
（2）因电力供需形势缓解需要提前取消需求响应执行，对参与主体按照原响应邀约计划给予补偿。具体补偿标准如下：
响应补偿金额=应约响应量×计划调用时间×响应补偿价格×响应速度系数×0.8。
（3）因电力供需形势缓解需要提前中止需求响应执行，对参与主体按照调用和中止两种情况给予补偿。具体补偿标准如下：
响应补偿金额=调用补偿金额+中止补偿金额；
其中：①调用补偿金额=有效响应负荷×实际调用时间×响应补偿价格×响应速度系数×负荷响应率系数；
②中止补偿金额=应约响应量×（计划调用时间-实际调用时间）×响应补偿价格×响应速度系数。
2.容量补偿价格
对纳入需求响应资源库，可供随时调用的快上快下和实时备用容量，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、7、8、9、12月为旺季，其他月份为淡季。容量补偿金额=月度备用容量×容量补偿价格。具体容量补偿价格如下：
（二）补偿结算
1.响应及容量补偿结算
每年迎峰度夏（冬）前，省电力公司分别于4月1日至4月30日、10月1日至10月31日，统计汇总半年度需求响应执行结果和备用容量效果评估情况，测算各参与主体响应及容量补偿费用，在省级平台上进行公示并报备省能源局，公示期1周，于公示结束的次月完成补偿费用发放。对响应及容量补偿费用有异议的参与主体应在公示期内进行反馈，省电力公司进行复核，确有错误及时修正，重新进行公示并报备省能源局。
2.补偿发放方式
独立参与需求响应用户的补偿费用，由省电力公司组织各市供电公司直接支付或在结算电费时予以退补。虚拟电厂运营商、负荷聚合商与代理用户的补偿分成比例由双方按照需求响应代理协议自行协商确定，其中，代理用户补偿费用按分成比例由省电力公司组织各市供电公司直接支付或在结算电费时予以退补，虚拟电厂运营商、负荷聚合商补偿费用按分成比例由省电力公司统一结算支付。对于确实无法兑现补偿费用的参与主体，省电力公司及时在省级平台上进行公示并报备省能源局，公示期1周，公示无异议后，视为自动放弃补偿费用，纳入尖峰电价资金池统筹管理。
七、组织保障
（一）明确责任分工
省能源局负责全省电力需求响应工作的指导协调、整体推进和跟踪督促。省电力公司负责需求响应协议签订、启动执行、效果评估、补偿发放及省级平台建设运维等全面工作。各市电力管理部门负责指导各市供电公司做好用户筛选、申请确认和协议签订等工作，协调解决需求响应实施过程中出现的问题。电力用户、虚拟电厂运营商、负荷聚合商负责做好需求响应履约执行，根据企业生产实际，认真评估需求响应和备用容量能力，按协议要求参与实施需求响应。
（二）做好宣传动员
各市电力管理部门、供电公司要加强电力需求响应的宣传动员，精细化开展可调节负荷资源摸排，组织具备条件的参与主体积极参与，引导高载能等用户具备快速响应能力的优质负荷参与快上快下需求响应，鼓励用户侧储能、楼宇空调、充换电设施、数据中心、基站等灵活资源参与实时需求响应，提升虚拟电厂资源聚合管理能力，充分调动各类需求响应资源。省电力公司要及时做好政策宣传，营造良好舆论环境，支持虚拟电厂运营商、负荷聚合商为电力需求响应提供代理服务，实现各类需求响应资源的高效聚合。
（三）加强技术支撑
省电力公司要保障省级平台稳定运行，对参与主体的负荷管理装置、电力能效监测相关系统及参与响应设备运行状况进行检查登记，确保信息传输准确性和实时性，及时消除相关故障。虚拟电厂运营商、负荷聚合商要充分发挥专业支撑作用，深入电力用户开展电能服务，按照相关技术规范，推动电力能效监测相关系统建设，加强需求响应备用容量建设，为电力用户参与需求响应做好技术支撑，鼓励提供综合节能、电力交易、绿证交易及碳交易等多元化能源服务。
（四）强化监督检查
各市电力管理部门、供电公司要跟踪监测本地区需求响应执行情况，对削峰需求响应负荷未达到应约响应量50%的参与主体进行提醒告知，提醒告知后仍不达标的，对参与主体和代理用户采取远程负荷控制措施，确保响应执行到位。省电力公司要加强电力需求响应全过程运行管控，积极采取有效措施防控市场风险，及时将尖峰电价收支、需求响应实施等情况报送省能源局。省能源局将根据需要，对省电力公司、参与主体在需求响应实施过程中的相关工作及成效进行监督检查。
本实施方案自发布之日起执行，由省能源局负责解释。《安徽省能源局关于印发安徽省电力需求响应实施方案（试行）的通知》（皖能源电调〔2022〕3号）、《安徽省能源局关于进一步做好电力需求响应工作的通知》（皖能源电调函〔2023〕37号）同时废止。
附件：1.电力需求响应合作协议（参考文本）
2.电力需求响应代理协议（参考文本）
3.电力需求响应虚拟电厂运营商（负荷聚合商）承诺书
4.需求响应基线计算方法
