國際能源網(wǎng)（微信公眾號(hào)：inencom）了解到，當(dāng)前已經(jīng)有貴州、山東、浙江、天津、重慶、河北、甘肅、廣東等18省區(qū)出臺(tái)關(guān)于需求側(cè)參與電網(wǎng)調(diào)節(jié)的補(bǔ)貼措施。補(bǔ)貼總價(jià)最高達(dá)500萬元，補(bǔ)貼單價(jià)最高也有35元/千瓦.次。
貴 州
負(fù)荷聚集商聚合的單個(gè)虛擬電廠響應(yīng)能力不低于0.1萬千瓦，單個(gè)需求響應(yīng)資源響應(yīng)能力不低于0.01萬千瓦，響應(yīng)時(shí)長均不低于1小時(shí)。響應(yīng)價(jià)格：響應(yīng)價(jià)格上限為1.5元/千瓦時(shí)。
湖 南
在省電力公司營銷系統(tǒng)中獨(dú)立立戶、單獨(dú)計(jì)量的直供終端電力用戶可直接或由負(fù)荷集成商代理參與需求響應(yīng)。按響應(yīng)時(shí)段內(nèi)響應(yīng)負(fù)荷進(jìn)行補(bǔ)償，每次補(bǔ)償價(jià)格不高于10元/千瓦。
福 建
申報(bào)價(jià)格上限=資金來源預(yù)算/(電力調(diào)控中心提供的年度預(yù)計(jì)負(fù)荷缺口×缺口預(yù)計(jì)持續(xù)時(shí)間)用戶需求響應(yīng)補(bǔ)貼金額=該用戶實(shí)際響應(yīng)負(fù)荷x響應(yīng)市場(chǎng)x外貼價(jià)格系數(shù)x補(bǔ)貼單價(jià)
補(bǔ)貼價(jià)格系數(shù)：實(shí)際響應(yīng)容量占申報(bào)響應(yīng)量的比例：<50%,補(bǔ)貼價(jià)格系數(shù)為0;50%-80%,補(bǔ)貼價(jià)格系數(shù)為0>80%,補(bǔ)貼價(jià)格系數(shù)為1
福建廈門
用戶需求響應(yīng)補(bǔ)貼=實(shí)際響應(yīng)負(fù)荷量×響應(yīng)時(shí)間x補(bǔ)貼價(jià)格
系數(shù)×響應(yīng)速度系數(shù)x補(bǔ)償基準(zhǔn)價(jià)格
補(bǔ)償基準(zhǔn)價(jià)格：4元/kWh
補(bǔ)貼價(jià)格系數(shù)和響應(yīng)速度系數(shù)分別為0~1、1~3
浙 江
日前削峰：電量補(bǔ)貼：4元/kWh封頂
小時(shí)級(jí)：電量補(bǔ)貼：固定4元/kWh;容量補(bǔ)貼：旺季0.25元/kW · 月
分鐘級(jí)：電量補(bǔ)貼：固定4元/kWh;容量補(bǔ)貼：旺季1元/kW ·月
秒級(jí)：電量補(bǔ)貼：固定4元/kWh;容量補(bǔ)貼：旺季0.1元kW · 月填谷：容量補(bǔ)貼：5元/(kW日）
廣 東
靈活避峰需求響應(yīng)補(bǔ)償收益暫按日前邀約的保底價(jià)格1.5元 /kWh執(zhí)行。日前邀約：申報(bào)價(jià)格上限3500元/MWh;虛擬電廠申報(bào)可響應(yīng)容量下限0.3MW可中斷負(fù)荷：申報(bào)價(jià)格上限為5000元/MWh;虛擬電廠可申報(bào)容量下限0.3MW。
云 南
實(shí)時(shí)響應(yīng)補(bǔ)貼：全年統(tǒng)一2.5元/kWh,每天不多于3次。每次個(gè)超過3小時(shí)邀約型響應(yīng)：削峰類：0-5元/kWh;填谷類：0-1元/kWh。
四 川
需求側(cè)市場(chǎng)化響應(yīng)以每小時(shí)可響應(yīng)容量為交易標(biāo)的，需求響應(yīng)價(jià)格的上下限暫定為3元/千瓦時(shí)和0元/千瓦時(shí)。
甘 肅
需求響應(yīng)市場(chǎng)補(bǔ)償費(fèi)用按照“誰受益、誰承擔(dān)”的原則，按月在相關(guān)市場(chǎng)主體間分?jǐn)偦蚍颠€。
河 北
實(shí)時(shí)需求啊應(yīng)容量補(bǔ)償：8元/kW·月
電量補(bǔ)償：日前啊應(yīng)電量補(bǔ)償：按照出清價(jià)格進(jìn)行補(bǔ)償；
日內(nèi)響應(yīng)電量補(bǔ)償：提前4小時(shí)響應(yīng)按照出清及價(jià)格1.3倍
進(jìn)行補(bǔ)償，提前2小時(shí)級(jí)響應(yīng)按照出清價(jià)格2倍進(jìn)行補(bǔ)償；
實(shí)時(shí)響應(yīng)電量補(bǔ)償：按照出清價(jià)格3倍進(jìn)行補(bǔ)償。
天 津
邀約型填谷需求響應(yīng)補(bǔ)貼價(jià)格1元/kwh春節(jié)期間補(bǔ)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(yīng)為固定補(bǔ)償模式，價(jià)格為1.2元/千瓦時(shí)。
（2）邀約型削峰需求響應(yīng)為固定補(bǔ)償模式，價(jià)格為2.0元/千瓦。
（3）緊急型削峰需求響應(yīng)為固定補(bǔ)償模式，價(jià)格為5.0元/千瓦。
江 蘇
普通工業(yè)用戶、負(fù)荷集成商可參與需求響應(yīng)，鼓勵(lì)擁有儲(chǔ)能設(shè)施的用戶和充電樁運(yùn)營商參與響應(yīng)。對(duì)通過需求響應(yīng)臨時(shí)性減少（錯(cuò)避峰）的可中斷負(fù)荷按照其響應(yīng)類型和響應(yīng)速度試行可中斷負(fù)荷電價(jià)。填谷約定響應(yīng)谷時(shí)段可再生能源消納補(bǔ)貼為5元/千瓦，平時(shí)段補(bǔ)貼為8元/千瓦。
寧 夏
最大響應(yīng)能力不超過最大用電負(fù)荷的5%。填谷需求按照0.35元/千瓦時(shí)的標(biāo)準(zhǔn)發(fā)放補(bǔ)貼，補(bǔ)償費(fèi)用按照有效響應(yīng)量、補(bǔ)貼系數(shù)、補(bǔ)償價(jià)格、響應(yīng)時(shí)長計(jì)算得出。
山 東
緊急型需求響應(yīng)：容量補(bǔ)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(bǔ)償：根居實(shí)際響應(yīng)量和現(xiàn)貨試產(chǎn)價(jià)格計(jì)經(jīng)濟(jì)性需求響應(yīng)：無容量補(bǔ)償；電能量補(bǔ)償：根據(jù)實(shí)際響應(yīng)量和現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格計(jì)。
重 慶
在削峰響應(yīng)方面，工業(yè)用戶為10元/千瓦/次，商業(yè)、移動(dòng)通信基站、用戶側(cè)備用電源、數(shù)據(jù)中心、電動(dòng)汽車充換電站、凍庫等用戶為15元/千瓦/次；填谷響應(yīng)為1元/千瓦/次。
安 徽
響應(yīng)補(bǔ)償：約時(shí)削峰響應(yīng)：8元/kW/次；實(shí)時(shí)削峰響應(yīng)：
12元/kW/次；填谷響應(yīng)：3元/kW/次；
容量補(bǔ)償：約時(shí)備用容量：旺季1元/kW·月，淡季0.5元kW ·月；實(shí)時(shí)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(shù)及市場(chǎng)條件，暫定廣西電網(wǎng)35千伏及以上市場(chǎng)用戶參與需求響應(yīng)，單個(gè)電力用戶最小響應(yīng)能力（最小可削減負(fù)荷）不低于200千瓦，響應(yīng)時(shí)長不低于1小時(shí)。負(fù)荷集成商（現(xiàn)階段由售電公司注冊(cè)）可聚合其所代理的用戶參與交易，最小響應(yīng)能力不低于1000千瓦，響應(yīng)時(shí)長不低于1小時(shí)。
現(xiàn)階段，暫定響應(yīng)價(jià)格上限為2.5元/千瓦時(shí)（注：少用1度電最多可獲得2.5元補(bǔ)償），電力用戶月度分?jǐn)傂枨箜憫?yīng)市場(chǎng)損益上限為0.01元/千瓦時(shí)（注：月度分?jǐn)傠娰M(fèi)上限為0.01元/千瓦時(shí))。
湖 北
日前響應(yīng)原則上1天不多于2次，每次持續(xù)時(shí)間不低于1小時(shí)，每日累計(jì)時(shí)間不超過4小時(shí)。響應(yīng)補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)最高為20元/千瓦。日內(nèi)響應(yīng)原則上1天不多于2次，每次持續(xù)時(shí)間不低1小時(shí)，每日累計(jì)時(shí)間不超過4小時(shí)。響應(yīng)補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)最高為25元/千瓦。
陜 西
經(jīng)濟(jì)型非居民響應(yīng)調(diào)控時(shí)間小于2小時(shí)的，10元/千瓦.次
經(jīng)濟(jì)型非居民響應(yīng)時(shí)間大于2小時(shí)的，15元/千瓦.次
經(jīng)濟(jì)型居民響應(yīng)時(shí)間小于兩小時(shí)的，5元/千瓦.次
經(jīng)濟(jì)型居民響應(yīng)時(shí)間大于兩小時(shí)的，8元/千瓦.次
緊急型非居民響應(yīng)不到1小時(shí)的，25元/千瓦.次
緊急型非居民響應(yīng)大于1小時(shí)的，35元/千瓦.次
政策匯總：
