據方案明確，擁有空調、儲能、充換電設施、數據中心、基站、蓄冰制冷裝置、微電網等其他具備可調節負荷的用戶可通過獨立戶號、虛擬電廠運營商或負荷聚合商參與需求響應。
即儲能系統可通過削峰填谷、備用容量租賃等方式參與電網調節，削峰響應補償高達3元/千瓦時，填谷響應則為1.5元/千瓦時，分鐘級響應還能獲得1.8倍的補償加成。
具體響應補償價格和相關系數標準如下：
同時在容量補償價格上，對納入需求響應資源庫，可供隨時調用的快上快下和實時備用容量，按月執行容量補償價格，并根據需求淡旺季進行差異化調整，其中，每年1、7、8、9、12月為旺季，其他月份為淡季。
容量補償金額=月度備用容量×容量補償價格。
具體容量補償價格如下：
再結合此前5月30號安徽省發展改革委、安徽省能源局關于進一步完善工商業峰谷分時電價政策有關事項的通知，其中通過精細化時段劃分和峰谷價差拉大，有效提升了儲能項目的經濟性。
據分時電價新規，安徽省將全年劃分為春秋季、夏季和冬季三類時段，其中夏季晚高峰時段延長至16:00-24:00，冬季高峰時段則前移至15:00-23:00，精準匹配光伏出力與工業用電負荷的錯配問題。
電價浮動比例也創下新高，夏冬季高峰電價較平段上浮84.3%，尖峰時段更是在此基礎上再漲20%，平段電價0.6元/千瓦時的基礎上形成1.327元/千瓦時的尖峰電價，而節假日午間深谷時段電價則低至0.183元/千瓦時。
可在春秋季實現兩次谷充峰放，夏冬季實現一次谷充峰放、一次谷充平放，夏冬季執行尖峰電價，對比深谷電價，峰谷價差拉至6倍，為儲能“低買高賣”創造了前所未有的價差空間。
目前這種“電價套利+需求響應”的雙重收益模式，會使得儲能項目的靜態回收期會比行業普遍預期快，經濟性優勢凸顯。
例如，假設合肥某企業配置的5MW/10MWh儲能系統，通過參與日內削峰填谷和節假日深谷充電，年綜合收益突破320萬元，投資回收期可縮短至1.8年。
由此可見，安徽省為儲能投資提供了穩定的政策預期，配套的尖峰電價資金反哺機制，將部分尖峰電費收入專項用于儲能調用補償和虛擬電廠建設，進一步降低了項目投資風險。
這種靈活的電力市場化機制，會有機會讓安徽省工商業儲能市場呈現大爆發嗎？
隨著儲能系統循環壽命突破8000次、液冷技術滲透率提升至70%，以及虛擬電廠平臺的規?；瘧?，儲能正從單純的削峰填谷工具演變為支撐新型電力系統的關鍵要素。
對于企業而言，此刻正是搶占市場先機的關鍵窗口期——無論是通過共享儲能模式提供租賃服務，還是依托綠電認證拓展CCER收益。
方案原文如下：
安徽省電力需求響應實施方案（2025年版）
（征求意見稿）
（征求意見稿）
為貫徹落實國家“碳達峰、碳中和”戰略部署和“四個革命、一個合作”能源安全新戰略，著力提升負荷資源靈活調節和充裕儲備能力，促進可再生能源電力消納，緩解電網運行壓力，支撐新型電力系統構建，順利實現全省電力迎峰度夏（冬），根據國家發展改革委等部門《電力需求側管理辦法（2023年版）》《電力負荷管理辦法（2023年版）》等文件要求，結合我省實際，制定本方案。
一、總體要求
電力需求響應是指應對短時的電力供需緊張、可再生能源電力消納困難等情況，通過經濟激勵為主的措施，引導電力用戶根據電力系統運行的需求自愿調整用電行為，實現削峰填谷，提高電力系統靈活性，保障電力系統安全穩定運行，促進可再生能源電力消納。根據電網運行需要，電力需求響應分為削峰需求響應和填谷需求響應；根據響應通知時間，電力需求響應分為日前需求響應和日內需求響應。
按照“安全可靠、自愿參與、公平公正”的原則，在全省范圍內開展電力需求響應工作，運用市場機制和價格杠桿，廣泛發動各類市場主體參與需求響應，形成全省最大用電負荷5%以上的需求響應能力，引導用戶提高電能管理水平，緩解電力供需矛盾，提升電網運行效率，推動源網荷儲友好互動。同時，為進一步增強電網應急調節能力，鼓勵具備條件的市場主體建立需求響應備用容量，提供系統應急備用服務，其可調節負荷資源全年處于備用響應狀態，具備隨時啟動響應條件。
二、參與主體
（一）電力用戶
1.具有省內獨立電力營銷戶號，相關用電設備設置獨立計量點，已實現電能在線監測，并接入安徽省電力需求側管理平臺（新型電力負荷管理系統，以下簡稱“省級平臺”）。
2.電力用戶及其所屬的可調節資源可獨立或通過虛擬電廠運營商、負荷聚合商代理參與需求響應，但在一年內只能選擇其中一種參與方式，只能由一家虛擬電廠運營商或負荷聚合商代理。
3.擁有空調、儲能、充換電設施、數據中心、基站、蓄冰制冷裝置、微電網等其他具備可調節負荷的用戶可通過獨立戶號、虛擬電廠運營商或負荷聚合商參與需求響應。
4.鼓勵居民用戶通過智能家居控制系統或空調（家庭制冷/取暖設備）、熱水器等遠程控制系統，以虛擬電廠運營商、負荷聚合商代理方式與省級平臺實現對接。
（二）虛擬電廠（負荷聚合商）
1.具有法人資格、財務獨立核算、信用良好、能夠獨立承擔民事責任，具備工業領域電力需求側管理服務機構或安徽電力市場售電公司資質。
2.自建電力能效監測相關系統，對代理的電力用戶具有負荷監測手段和調控能力，并實現與省級平臺數據交互。
3.鼓勵聚合未納入各級電網調度管理的小規模工商業用戶和用戶側儲能、樓宇空調、充換電設施、基站、集中式供冷供熱、數據中心等新興負荷資源。
4.單個虛擬電廠運營商、負荷聚合商的可調節能力原則上不低于5000千瓦。虛擬電廠運營商的響應時間原則上應達到小時級、分鐘級或秒級，具備參與日內需求響應的能力。
5.虛擬電廠運營商、負荷聚合商視為單個用戶參與需求響應，其聚合的電力用戶均需滿足上述對電力用戶的要求。
三、參與方式
（一）用戶申請
符合申請條件的參與主體可根據自身實際，自愿申報參與需求響應，隨時可通過省級平臺、“網上國網”客戶端進行線上申請，填寫需求響應（備用容量）申請并上傳相關資料。
（二）申請確認
省電力公司定期組織各市供電公司對所有申請參與需求響應的主體進行申請確認，確認需求響應（備用容量）能力。
（三）協議簽訂
省電力公司在省級平臺定期對通過申請確認的參與主體進行公示，公示期1周。公示結束無異議后，各市供電公司組織參與主體簽訂需求響應合作協議（見附件1），其中，虛擬電廠運營商、負荷聚合商需同時提供與代理用戶簽訂的需求響應代理協議（見附件2）和承諾書（見附件3）。
四、實施流程
（一）響應啟動
省能源局會同省電力公司根據電力平衡情況，綜合研判電力供需形勢，明確啟動需求響應以及響應方式、規模、時段等，并分解下達各市需求響應執行指標。
1.削峰需求響應啟動條件
（1）全省或局部呈現電力供需平衡缺口（不包括發生全網或局部電網緊急事故狀態下的電力缺口情況）；
（2）電網備用容量不足或局部負荷過載；
（3）開展需求響應實測驗證等工作需要。
2.填谷需求響應啟動條件
（1）當用電負荷水平較低，電網調節能力不能適應峰谷差及可再生能源波動性、間歇性影響，難以保證電網安全穩定運行；
（2）開展需求響應實測驗證等工作需要。
（二）響應邀約
削峰需求響應執行日前或日內需求響應，填谷需求響應執行日前需求響應。響應邀約按照“時間優先、容量優先、兼顧公平”的原則開展，根據電網運行需要可優先對虛擬電廠運營商、負荷聚合商、充換電設施、已簽約備用容量等部分資源靈活開展邀約。
1.日前需求響應
省電力負荷管理中心于需求響應執行啟動前一天，通過省級平臺、客戶端、短信、電話等方式向參與主體發出響應邀約，告知響應范圍、需求量、時段及邀約截止時間等信息；參與主體于邀約截止時間前，通過省級平臺、客戶端反饋響應量；省電力負荷管理中心按照邀約原則，確定參與主體和應約響應量，直至達到響應需求量。
2.日內需求響應
日內需求響應按照響應速度可分為快上快下需求響應和實時需求響應。
（1）快上快下需求響應
省電力負荷管理中心于需求響應執行啟動的0.5小時之前（不含0.5小時，小時級響應），通過省級平臺、客戶端、短信、電話等方式向參與主體發出響應邀約，告知響應范圍、需求量、時段及邀約截止時間等信息；參與主體于邀約截止時間前，通過省級平臺、客戶端反饋響應量；省電力負荷管理中心按照邀約原則，確定參與主體和應約響應量，直至達到響應需求量。
（2）實時需求響應
在電網緊急情況下，省電力負荷管理中心于需求響應執行啟動前0.5小時以內（含0.5小時，分鐘級響應），通過省級平臺、客戶端向參與主體下發調節或控制指令，告知響應范圍、需求量、時段等信息，并通過省級平臺自動完成響應能力確認。參與實時需求響應的用電設備應具備可快速中斷或可遠程中斷的特性。
（三）響應取消
在響應執行前，因電力供需形勢緩解，響應需求量下降或不需執行響應時，省能源局會同省電力公司等比例調減各市需求響應執行指標或提前取消需求響應執行；各市電力負荷管理中心綜合考慮參與主體恢復生產時間、參與主體意愿及本地執行能力等情況，優先清退具備快速恢復生產能力的參與主體；省電力負荷管理中心向參與主體發布響應變更信息，各市電力負荷管理中心對參與主體做好告知解釋等工作。
（四）響應執行
1.日前及快上快下需求響應
參與主體根據最新的響應執行信息，按照約定在響應日的響應時段自行調整用電負荷，及時足額完成響應。
2.實時需求響應
參與主體利用需求響應終端與自有電力能效監測相關系統的聯動策略，于0.5小時內自動完成負荷調節；或由省電力負荷管理中心通過省級平臺自動完成對參與主體的負荷控制。
（五）響應結束
省電力負荷管理中心在響應結束后發出響應解除通知，參與主體在收到響應解除通知后自行調整用電負荷。
在響應執行過程中，因電力供需形勢緩解，響應需求量下降或不需執行響應時，省能源局會同省電力公司等比例調減各市需求響應執行指標或提前中止需求響應執行；省電力負荷管理中心及時發出中止通知；各市電力負荷管理中心優先釋放具備快速恢復生產能力的參與主體，對參與主體做好告知解釋等工作。
五、效果評估
（一）需求響應效果評估
1.基線計算
為更加科學合理選取參與主體基線參考日，盡量減少企業生產調整、集中檢修等原因導致的無效響應情況，參考PJM需求響應基線計算方法，將響應日分為工作日、非工作日分別計算不同響應類型的基線平均負荷（見附件4）。
基線中出現的最大負荷稱為基線最大負荷，出現的最小負荷稱為基線最小負荷，根據基線計算出的算術平均負荷稱為基線平均負荷。虛擬電廠運營商、負荷聚合商的基線，以其聚合參與需求響應的全部用戶基線合計得出。
2.評估標準
省電力負荷管理中心以省級平臺采集的用戶關口負荷數據為基礎計算響應效果。實際響應負荷為基線平均負荷與響應時段平均負荷差值的絕對值。負荷響應率為實際響應負荷占應約響應量的百分比。
參與主體在響應執行過程中應同時滿足以下條件則視為有效響應，否則視為無效響應：
（1）對于削峰需求響應，響應時段最大負荷低于基線最大負荷；對于填谷需求響應，響應時段最小負荷高于基線最小負荷；
（2）對于削峰需求響應，響應時段平均負荷低于基線平均負荷，負荷響應率大于等于50%；對于填谷需求響應，響應時段平均負荷高于基線平均負荷，負荷響應率大于等于50%。
負荷響應率小于50%，不予補償；負荷響應率在50%（含）-80%之間（不含），按實際響應電量的0.5倍給予補償；負荷響應率在80%（含）-120%（含）之間，按實際響應電量給予補償；負荷響應率大于120%，按應約響應電量的120%給予補償。
3.履約評價
對電力用戶年內3次以上不參與應約或年內3次以上負荷響應率未達到50%、嚴重威脅電網安全的，原則上取消其本年度和次年度參與資格。對虛擬電廠運營商、負荷聚合商年內2次以上不參與應約或年內2次以上負荷響應率未達到50%、無正當理由拒絕履行合同、嚴重威脅電網安全的，原則上及時予以清退，兩年內不得參與需求響應，并將其違約行為納入信用信息公開。
4.同時參與多個響應
為鼓勵用戶挖掘日內需求響應能力，對同時參與多個響應的響應效果進行充分評估。在同一時段，參與主體同時參加日前響應和日內響應時，優先進行日內響應效果評估，超出日內應約響應量的實際響應負荷，再用于日前響應效果評估。
（二）備用容量效果評估
1.技術條件
需求響應備用容量分為快上快下備用容量和實時備用容量。其中，申報快上快下備用容量的參與主體，應將其關口和用電設備相關數據接入省級平臺，確保上傳的監測數據及時、準確、完整，穩定保持在線，并嚴格履約執行響應；申報實時備用容量的參與主體，應將其關口和用電設備相關數據接入省級平臺，具備接收省級平臺調節或控制指令并按指令自動完成負荷調節或控制的能力。相關技術規范由省電力公司另行制定。
參與主體在加強需求響應備用容量建設及參與需求響應的過程中，應根據自身生產工藝和設備情況選擇合適的可調節負荷參與備用容量和需求響應，不得影響企業安全生產，不得包含可能危及人身、設備安全以及可能造成經濟損失的負荷。
2.評估標準
省電力負荷管理中心對已簽訂協議的備用容量納入需求響應資源庫進行管理，根據迎峰度夏（冬）不同時段的情況，按月持續監測參與主體的備用容量狀態，以確保其隨時可調用。備用容量按照參與主體按月申報的月度備用容量計算。參與主體可于月底前申請變更下一個月的月度備用容量。月度備用容量應同時滿足以下條件則視為有效容量，否則視為無效容量：
（1）當月監測的可調能力平均值占月度備用容量的比例大于等于80%；
（2）在參與需求響應的過程中，實際響應負荷大于等于月度備用容量的80%，實際響應時間大于等于調用時間；
（3）根據電網供需平衡實施需求響應的情況，全年有效執行次數（含實測驗證）原則上應大于等于1。
（三）特殊情況判定
省能源局、省電力公司根據電力供需實際情況，在響應執行前或響應執行過程中，要求參與主體提前取消或中止需求響應執行，造成參與主體出現無效響應和無效容量的情況，對參與主體仍按照有效響應和有效容量判定。
六、響應補償
（一）需求響應補償電價標準
1.響應補償價格
（1）對通過需求響應臨時減少（增加）的用電負荷，按度電執行響應補償價格。響應補償金額=有效響應負荷×調用時間×響應補償價格×響應速度系數×負荷響應率系數。具體響應補償價格和相關系數標準如下：
（2）因電力供需形勢緩解需要提前取消需求響應執行，對參與主體按照原響應邀約計劃給予補償。具體補償標準如下：
響應補償金額=應約響應量×計劃調用時間×響應補償價格×響應速度系數×0.8。
（3）因電力供需形勢緩解需要提前中止需求響應執行，對參與主體按照調用和中止兩種情況給予補償。具體補償標準如下：
響應補償金額=調用補償金額+中止補償金額；
其中：①調用補償金額=有效響應負荷×實際調用時間×響應補償價格×響應速度系數×負荷響應率系數；
②中止補償金額=應約響應量×（計劃調用時間-實際調用時間）×響應補償價格×響應速度系數。
2.容量補償價格
對納入需求響應資源庫，可供隨時調用的快上快下和實時備用容量，按月執行容量補償價格，并根據需求淡旺季進行差異化調整，其中，每年1、7、8、9、12月為旺季，其他月份為淡季。容量補償金額=月度備用容量×容量補償價格。具體容量補償價格如下：
（二）補償結算
1.響應及容量補償結算
每年迎峰度夏（冬）前，省電力公司分別于4月1日至4月30日、10月1日至10月31日，統計匯總半年度需求響應執行結果和備用容量效果評估情況，測算各參與主體響應及容量補償費用，在省級平臺上進行公示并報備省能源局，公示期1周，于公示結束的次月完成補償費用發放。對響應及容量補償費用有異議的參與主體應在公示期內進行反饋，省電力公司進行復核，確有錯誤及時修正，重新進行公示并報備省能源局。
2.補償發放方式
獨立參與需求響應用戶的補償費用，由省電力公司組織各市供電公司直接支付或在結算電費時予以退補。虛擬電廠運營商、負荷聚合商與代理用戶的補償分成比例由雙方按照需求響應代理協議自行協商確定，其中，代理用戶補償費用按分成比例由省電力公司組織各市供電公司直接支付或在結算電費時予以退補，虛擬電廠運營商、負荷聚合商補償費用按分成比例由省電力公司統一結算支付。對于確實無法兌現補償費用的參與主體，省電力公司及時在省級平臺上進行公示并報備省能源局，公示期1周，公示無異議后，視為自動放棄補償費用，納入尖峰電價資金池統籌管理。
七、組織保障
（一）明確責任分工
省能源局負責全省電力需求響應工作的指導協調、整體推進和跟蹤督促。省電力公司負責需求響應協議簽訂、啟動執行、效果評估、補償發放及省級平臺建設運維等全面工作。各市電力管理部門負責指導各市供電公司做好用戶篩選、申請確認和協議簽訂等工作，協調解決需求響應實施過程中出現的問題。電力用戶、虛擬電廠運營商、負荷聚合商負責做好需求響應履約執行，根據企業生產實際，認真評估需求響應和備用容量能力，按協議要求參與實施需求響應。
（二）做好宣傳動員
各市電力管理部門、供電公司要加強電力需求響應的宣傳動員，精細化開展可調節負荷資源摸排，組織具備條件的參與主體積極參與，引導高載能等用戶具備快速響應能力的優質負荷參與快上快下需求響應，鼓勵用戶側儲能、樓宇空調、充換電設施、數據中心、基站等靈活資源參與實時需求響應，提升虛擬電廠資源聚合管理能力，充分調動各類需求響應資源。省電力公司要及時做好政策宣傳，營造良好輿論環境，支持虛擬電廠運營商、負荷聚合商為電力需求響應提供代理服務，實現各類需求響應資源的高效聚合。
（三）加強技術支撐
省電力公司要保障省級平臺穩定運行，對參與主體的負荷管理裝置、電力能效監測相關系統及參與響應設備運行狀況進行檢查登記，確保信息傳輸準確性和實時性，及時消除相關故障。虛擬電廠運營商、負荷聚合商要充分發揮專業支撐作用，深入電力用戶開展電能服務，按照相關技術規范，推動電力能效監測相關系統建設，加強需求響應備用容量建設，為電力用戶參與需求響應做好技術支撐，鼓勵提供綜合節能、電力交易、綠證交易及碳交易等多元化能源服務。
（四）強化監督檢查
各市電力管理部門、供電公司要跟蹤監測本地區需求響應執行情況，對削峰需求響應負荷未達到應約響應量50%的參與主體進行提醒告知，提醒告知后仍不達標的，對參與主體和代理用戶采取遠程負荷控制措施，確保響應執行到位。省電力公司要加強電力需求響應全過程運行管控，積極采取有效措施防控市場風險，及時將尖峰電價收支、需求響應實施等情況報送省能源局。省能源局將根據需要，對省電力公司、參與主體在需求響應實施過程中的相關工作及成效進行監督檢查。
本實施方案自發布之日起執行，由省能源局負責解釋?！栋不帐∧茉淳株P于印發安徽省電力需求響應實施方案（試行）的通知》（皖能源電調〔2022〕3號）、《安徽省能源局關于進一步做好電力需求響應工作的通知》（皖能源電調函〔2023〕37號）同時廢止。
