近年来，为保障冬夏供电稳定，我国各省区陆续出台电力需求响应相关政策。所谓的电力需求响应，就是指当电力市场价格明显升高、降低或系统安全可靠性存在风险时，通过分时电价等市场价格信号或资金补贴等激励措施，改变用户的用电行为，促使其减少或增加用电，使电力供需平衡，保障电网稳定运行。因储能具有分时段充放电的特性，可以实现电力削峰填谷功能，所以也可以通过需求响应获得收益。
据统计，2021年截至到目前，已有广西、安徽、山东、浙江、河北等14省区发布电力需求响应政策。
内容：在国网宁夏电力单独立户、单独计量的直供终端电力用户，且满足市场化交易准入条件，可直接或由负荷聚合商代理参与需求响应，响应持续时间不低于60分钟。响应能力大于等于1000千瓦的电力用户可单独参与，也可由负荷聚合商代理参与。鼓励电能替代、储能（热）、电动汽车充电设施等具有可调节能力的用户、运营商参与需求响应。
《办法》明确了补偿标准，削峰响应按照2元/千瓦时的标准发放补贴，补偿费用按照有效响应量、补贴系数、补偿价格、响应时长计算得出。
补偿费用=有效响应量（千瓦）×补贴系数×补偿价格（元/千瓦时）×响应时长（小时）
填谷需求按照0.35元/千瓦时的标准发放补贴，补偿费用按照有效响应量、补贴系数、补偿价格、响应时长计算得出。
补偿费用=有效响应量（千瓦）×补贴系数×补偿价格（元/千瓦时）×响应时长（小时）
填谷响应由辅助服务市场承担填谷补贴费用。
内容：电动汽车充电桩、用户侧储能、虚拟电厂运营商、以及储能运营商可作为市场主体参与并获得收益。其中储能运营商可代理多个储能项目，包括用户侧储能和电网侧储能，电源侧储能项目暂不参与需求响应。聚合的储能资源总规模不低于5MW/10MWh。
参与需求响应可按3档分别获得不同的容量补偿和能量补偿。其中容量补偿，分别为不超过2元/kW·月、3元/kW·月、4元/kW·月。需求响应资金由全省工商业用户、相关发电企业进行分摊。
内容：响应负荷能力在200千瓦及以上的电力用户可作为直接需求用户参与需求响应，也可通过负荷聚合商代理参与。响应负荷能力在200千瓦以下的电力用户由负荷聚合商代理参与。鼓励有储能资源的用户、充电桩运营用户及当年列入有序用电方案的用户参与响应。
申报价格上限=资金来源预算/（电力调控中心提供的年度预计负荷缺口*缺口预计持续时间）
方案提出，根据用户实际响应量占申报响应量的比例，设置补贴价格系数，如表所示。
用户需求响应补贴金额=该用户实际响应负荷*响应时长*补贴价格系数*补贴单价。
内容：国网重庆市电力公司供区范围内，具备单独用电户号，具备无线公网、230专网加密控制双模远程通信方式的用电信息采集终端，运行容量1000千伏安及以上的工商业用户可参与需求响应。负荷聚合商视为单个用户参与需求响应，单个负荷聚合商的响应能力原则上不低于5000千瓦。
需求响应补贴标准参考国内其它省市执行情况，并兼顾重庆市负荷特点，在削峰响应方面，工业用户为10元/千瓦/次，商业、移动通信基站、用户侧备用电源、数据中心、电动汽车充换电站、冻库等用户为15元/千瓦/次；填谷响应为1元/千瓦/次。
内容：响应资源指大用户直属或负荷聚合商代理的具备负荷调节能力的资源，包括传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、用户侧储能、电动汽车充电设施、分布式发电、智慧用电设施等。非直控虚拟电厂的调节能力为所聚合响应资源的响应能力之和且不低于0.3MW，单次响应持续时间不低于2小时；直控虚拟电厂上下调节能力应分别不低于10MW，调节速率不低于（出力上限*2%）/分钟，对调度指令的响应时间不大于1分钟，单次响应持续时间不低于2小时。
现阶段可响应时段默认为所发布的需求响应时段。响应价格现阶段响应价格为9单段报价，具备条件后可启用多段报价。日前邀约申报价格上限为3500元/MWh;日前邀约虚拟电厂申报可响应容量下限0.3MW，可中断负荷申报价格上限为5000元/MWh；可中断负荷虚拟电厂申报可响应容量下限为0.3MW。
内容：电力需求响应市场参与主体为通过供电企业需求响应准入资格审查，完成响应协议签订与平台账号注册的电力用户、负荷聚合商。
申报响应负荷最小单位为1kW，响应补贴价格最小单位为0.1元/kWh。成交响应负荷最后1kW的响应补贴价格（边际价格）为市场统一出清价格。
《规则》提出，采用“基于响应负荷的阶梯式”补贴方案，根据用户响应负荷与应约负荷的比值（负荷响应率），按照出清价格和有效响应电量进行核算。当负荷响应率低于80%时，响应无效，不予补贴；当负荷响应率在80%-120%之间时，按有效响应电量乘以出清价格进行补贴；当负荷响应率高于120%时，120%-150%部分按有效响应电量乘以出清价格的0.5倍进行补贴；150%以上部分，不予补贴。
内容：市场主体包括负荷聚集商、电力用户等。负荷聚集商聚合各类电力用户需求响应资源，参与市场化需求响应。现阶段，仅限售电公司注册为负荷聚集商。负荷聚集商聚合的单个虚拟电厂响应能力不低于0.1万千瓦，单个需求响应资源响应能力不低于0.01万千瓦，响应时长均不低于1小时。
响应价格单位为元/千瓦时，响应价格的上限Pi根据市场运行情况另行通知。
内容：需求响应参与主体为电力用户和负荷聚合商，负荷聚合商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，自建电力能效监测相关系统，响应能力原则上不低于5000千瓦。
对通过需求响应临时减少（增加）的用电负荷执行响应补偿价格。响应补偿金额=有效响应负荷×响应补偿价格×调控时间系数×负荷响应率系数。
对纳入需求响应资源库，可供随时调用的约时和实时备用容量，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、2、7、8、9、12月为旺季，其他月份为淡季。容量补偿金额=协议约定备用容量×容量补偿价格。
根据目前技术及市场条件，暂定广西电网35千伏及以上市场用户参与需求响应，单个电力用户最小响应能力（最小可削 减负荷）不低于200千瓦，响应时长不低于1小时。负荷集成商（现阶段由售电公司注册）可聚合其所代理的用户参与交易， 最小响应能力不低于1000千瓦，响应时长不低于1小时。
现阶段，暂定响应价格上限为2.5元/千瓦时（注：少用1度电最多可获得2.5元补偿），电力用户月度分摊需求响应市场损益上限为0.01元/千瓦时（注：月度分摊电费上限为0.01元/千瓦时)。
内容：需求响应参与主体为电力用户、负荷集成商、虚拟电厂运营企业。本次实施削峰需求响应总规模上限为50万千瓦，分为邀约型需求响应、紧急型需求响应，紧急型需求响应为固定补偿模式，价格为5.0元/千瓦；邀约型需求响应分为固定式补偿和竞价两种模式，固定补偿价格模式的补偿价格为2.0元/千瓦，竞价模式的补偿价格上限为3.0元/千瓦。
内容：单个工业电力用户的约定响应能力原则上不低于500千瓦,其他用户的约定响应能力原则上不低于200千瓦。响应持续时间不低于60分钟。鼓励有储能资源的用户、当年列入《湖北有序用电方案》用户参与响应。
日前响应原则上1天不多于2次，每次持续时间不低于1小时，每日累计时间不超过4小时。响应补贴标准最高为20元/千瓦。
日内响应原则上1天不多于2次，每次持续时间不低1小时，每日累计时间不超过4小时。响应补贴标准最高为25元/千瓦。
内容：总体目标为全省储备用户侧削峰响应能力1000万千瓦以上（2020年为400万千瓦），具备最高用电负荷5%以上的削峰能力。
内容：响应能力大于等于200千瓦的电力用户可单独参与，小于200千瓦的电力用户由负荷聚合商代理参与，每个负荷聚集商约定的响应能力原则上不小于2000千瓦。
单次响应量在申报响应量的80%-120%之间，按照实际响应量给予补偿，单次实际响应量超过申报响应量的120%，按照申报响应量的120%给予补偿，单次实际响应量低于申报响应量80%的不享受补偿。其中紧急性削峰需求响应补贴最高35元/kW·次，经济性非居民需求响应补贴最高15元/kW·次。
普通工业用户、负荷集成商可参与需求响应，鼓励拥有储能设施的用户和充电桩运营商参与响应。
对通过需求响应临时性减少（错避峰）的可中断负荷按照其响应类型和响应速度试行可中断负荷电价。
填谷约定响应谷时段可再生能源消纳补贴为5元/千瓦，平时段补贴为8元/千瓦。
