甘肃需求响应：约定削峰最高1元/kWh，应急削峰最高1.5元/kWh，系统运行费分摊- 大数跨境

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甘肃需求响应：约定削峰最高1元/kWh，应急削峰最高1.5元/kWh，系统运行费分摊

储能与电力市场

2026-06-08

导读：《甘肃省电力市场化需求响应实施方案》

「储能与电力市场」获悉，甘肃省工信厅、发改委、能监办印发《甘肃省电力市场化需求响应实施方案》。

虚拟电厂（负荷聚合商）视为单个主体参与需求响应，可调节能力原则上不低于5兆瓦，单次响应时长不低于60分钟。

约定削峰响应申报价格区间为0-1000元/兆瓦时，应急削峰响应申报价格区间为0-1500元/兆瓦时。

参与主体的需求响应补偿费用=响应费用+考核费用。

响应费用=∑（日有效响应电量×出清价格×折算系数）。

考核费用=∑（（日中标响应电量×80%-实际响应电量）×出清价格）×考核系数，当考核费用计算值为负时取0。

对参与主体实际响应负荷大于等于中标容量80%时进行补偿，补偿费用由实际有效响应电量按照出清价格乘以相应折算系数进行结算。

补偿费用按照“谁受益、谁承担”的原则，纳入系统运行费。单个主体度电分摊上限设置为0.01元/千瓦时，超过部分不再进行分摊。

部分重点内容如下。

参与主体

包括电力用户、虚拟电厂（负荷聚合商）、其他新型主体。

其中，电力用户为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，具备分时计量与数据传送条件，并接入新型电力负荷管理系统。具体分为：

对于电网企业代理的工商业用户，拥有空调、储能、充换电设施、数据中心、基站等具备可调节能力的，可通过独立户号直接参与需求响应。

对于直接交易的工商业用户（含市场交易批发用户、零售用户），可通过独立户号直接参与或通过虚拟电厂、负荷聚合商代理参与需求响应。

对于选择通过独立户号直接参与需求响应的工商业用户，其负荷调节能力应大于等于1兆瓦，单次响应时长不低于60分钟。

虚拟电厂（负荷聚合商）视为单个主体参与需求响应，可调节能力原则上不低于5兆瓦，单次响应时长不低于60分钟。

申报要求

参与主体申报应约信息包括“时段-电力-价格”，具体要求如下：

时段申报包括开始和结束时间，最小单位为1小时；

电力申报值不得超过自身最大响应能力，最小单位为1兆瓦；

价格申报最小单位为1元/兆瓦时，其中约定削峰响应申报价格区间为0-1000元/兆瓦时，应急削峰响应申报价格区间为0-1500元/兆瓦时。

费用结算

需求响应补偿费用采用“日清月结”的结算模式，以电网企业电能计量装置作为结算依据，按照参与主体整体计算需求响应补偿费用。

参与主体的需求响应补偿费用=响应费用+考核费用。其中，

响应费用=∑（日有效响应电量×出清价格×折算系数）；

考核费用=∑（（日中标响应电量×80%-实际响应电量）×出清价格）×考核系数，当考核费用计算值为负时取0。

响应费用结算方面，响应费用计算以小时为单位，对参与主体实际响应负荷大于等于中标容量80%时进行补偿，补偿费用由实际有效响应电量按照出清价格乘以相应折算系数进行结算。

折算系数根据负荷响应率进行确定，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，且该小时实际有效响应负荷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。

考核费用结算方面，考核费用计算以小时为单位，对参与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。

新型主体与其代理用户的结算方面，由电网企业依据新型主体与其代理用户的代理协议分成比例，按月进行补偿费用的分配结算与支付。补偿费用分成比例由双方在代理协议中自行协商确定，同一新型主体（含虚拟电厂、负荷聚合商等）在同一协议存续期内，与其名下不同代理用户签订代理协议时，应执行统一的分成比例，即该新型主体在各份代理协议中的分成比例数值保持不变；另外，新型主体的分成比例与其代理的所有用户分成比例之和应为100%。

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费用分摊

需求响应补偿费用按照“谁受益、谁承担”的原则，纳入系统运行费，在系统运行费用增加“需求响应费用”科目（含补偿和分摊/分享费用），需求响应补偿费用由工商业用户用电量、市场化发电主体（不含分布式光伏、直流配套电源和电网侧储能）上网电量、电网侧储能下网电量共同分摊，单个主体度电分摊上限设置为0.01元/千瓦时，超过部分不再进行分摊，补偿费用同样等比例消减。单个用电主体月度分摊总费用不足0.01元时，当月不再分摊，次月滚动回收。

原文如下：