2025年1月起，这些电力市场新规正式实施→

中华人民共和国能源法

（2024年11月8日第十四届全国人民代表大会常务委员会第十二次会议通过）

目 录

第一章 总 则

第二章 能源规划

第三章 能源开发利用

第四章 能源市场体系

第五章 能源储备和应急

第六章 能源科技创新

第七章 监督管理

第八章 法律责任

第九章 附 则

第一章 总 则

第一条 为了推动能源高质量发展，保障国家能源安全，促进经济社会绿色低碳转型和可持续发展，积极稳妥推进碳达峰碳中和，适应全面建设社会主义现代化国家需要，根据宪法，制定本法。

第二条 本法所称能源，是指直接或者通过加工、转换而取得有用能的各种资源，包括煤炭、石油、天然气、核能、水能、风能、太阳能、生物质能、地热能、海洋能以及电力、热力、氢能等。

第三条 能源工作应当坚持中国共产党的领导，贯彻新发展理念和总体国家安全观，统筹发展和安全，实施推动能源消费革命、能源供给革命、能源技术革命、能源体制革命和全方位加强国际合作的能源安全新战略，坚持立足国内、多元保障、节约优先、绿色发展，加快构建清洁低碳、安全高效的新型能源体系。

第四条 国家坚持多措并举、精准施策、科学管理、社会共治的原则，完善节约能源政策，加强节约能源管理，综合采取经济、技术、宣传教育等措施，促进经济社会发展全过程和各领域全面降低能源消耗，防止能源浪费。

第五条 国家完善能源开发利用政策，优化能源供应结构和消费结构，积极推动能源清洁低碳发展，提高能源利用效率。

国家建立能源消耗总量和强度双控向碳排放总量和强度双控全面转型新机制，加快构建碳排放总量和强度双控制度体系。

第六条 国家加快建立主体多元、统一开放、竞争有序、监管有效的能源市场体系，依法规范能源市场秩序，平等保护能源市场各类主体的合法权益。

第七条 国家完善能源产供储销体系，健全能源储备制度和能源应急机制，提升能源供给能力，保障能源安全、稳定、可靠、有效供给。

第八条 国家建立健全能源标准体系，保障能源安全和绿色低碳转型，促进能源新技术、新产业、新业态发展。

第九条 国家加强能源科技创新能力建设，支持能源开发利用的科技研究、应用示范和产业化发展，为能源高质量发展提供科技支撑。

第十条 国家坚持平等互利、合作共赢的方针，积极促进能源国际合作。

第十一条 县级以上人民政府应当加强对能源工作的组织领导和统筹协调，及时研究解决能源工作中的重大问题。

县级以上人民政府应当将能源工作纳入国民经济和社会发展规划、年度计划。

第十二条 国务院能源主管部门负责全国能源工作。国务院其他有关部门在各自职责范围内负责相关的能源工作。

县级以上地方人民政府能源主管部门负责本行政区域能源工作。县级以上地方人民政府其他有关部门在各自职责范围内负责本行政区域相关的能源工作。

第十三条 县级以上人民政府及其有关部门应当采取多种形式，加强对节约能源、能源安全和能源绿色低碳发展的宣传教育，增强全社会的节约能源意识、能源安全意识，促进形成绿色低碳的生产生活方式。

新闻媒体应当开展节约能源、能源安全和能源绿色低碳发展公益宣传。

第十四条 对在能源工作中做出突出贡献的单位和个人，按照国家有关规定给予表彰、奖励。

第二章 能源规划

第十五条 国家制定和完善能源规划，发挥能源规划对能源发展的引领、指导和规范作用。

能源规划包括全国综合能源规划、全国分领域能源规划、区域能源规划和省、自治区、直辖市能源规划等。

第十六条 全国综合能源规划由国务院能源主管部门会同国务院有关部门组织编制。全国综合能源规划应当依据国民经济和社会发展规划编制，并与国土空间规划等相关规划衔接。

全国分领域能源规划由国务院能源主管部门会同国务院有关部门依据全国综合能源规划组织编制。

国务院能源主管部门会同国务院有关部门和有关省、自治区、直辖市人民政府，根据区域经济社会发展需要和能源资源禀赋情况、能源生产消费特点、生态环境保护要求等，可以编制跨省、自治区、直辖市的区域能源规划。区域能源规划应当符合全国综合能源规划，并与相关全国分领域能源规划衔接。

第十七条 省、自治区、直辖市人民政府能源主管部门会同有关部门，依据全国综合能源规划、相关全国分领域能源规划、相关区域能源规划，组织编制本省、自治区、直辖市的能源规划。

设区的市级人民政府、县级人民政府需要编制能源规划的，按照省、自治区、直辖市人民政府的有关规定执行。

第十八条 编制能源规划，应当遵循能源发展规律，坚持统筹兼顾，强化科学论证。组织编制能源规划的部门应当征求有关部门、相关企业和行业组织以及有关专家等方面的意见。

能源规划应当明确规划期内能源发展的目标、主要任务、区域布局、重点项目、保障措施等内容。

第十九条 能源规划按照规定的权限和程序报经批准后实施。

经批准的能源规划应当按照规定予以公布。

第二十条 组织编制能源规划的部门应当就能源规划实施情况组织开展评估。根据评估结果确需对能源规划进行调整的，应当报经原批准机关同意，国家另有规定的除外。

第三章 能源开发利用

第二十一条 国家根据能源资源禀赋情况和经济社会可持续发展的需要，统筹保障能源安全、优化能源结构、促进能源转型和节约能源、保护生态环境等因素，分类制定和完善能源开发利用政策。

第二十二条 国家支持优先开发利用可再生能源，合理开发和清洁高效利用化石能源，推进非化石能源安全可靠有序替代化石能源，提高非化石能源消费比重。

国务院能源主管部门会同国务院有关部门制定非化石能源开发利用中长期发展目标，按年度监测非化石能源开发利用情况，并向社会公布。

第二十三条 国务院能源主管部门会同国务院有关部门制定并组织实施可再生能源在能源消费中的最低比重目标。

国家完善可再生能源电力消纳保障机制。供电企业、售电企业、相关电力用户和使用自备电厂供电的企业等应当按照国家有关规定，承担消纳可再生能源发电量的责任。

国务院能源主管部门会同国务院有关部门对可再生能源在能源消费中的最低比重目标以及可再生能源电力消纳责任的实施情况进行监测、考核。

第二十四条 国家统筹水电开发和生态保护，严格控制开发建设小型水电站。

开发建设和更新改造水电站，应当符合流域相关规划，统筹兼顾防洪、生态、供水、灌溉、航运等方面的需要。

第二十五条 国家推进风能、太阳能开发利用，坚持集中式与分布式并举，加快风电和光伏发电基地建设，支持分布式风电和光伏发电就近开发利用，合理有序开发海上风电，积极发展光热发电。

第二十六条 国家鼓励合理开发利用生物质能，因地制宜发展生物质发电、生物质能清洁供暖和生物液体燃料、生物天然气。

国家促进海洋能规模化开发利用，因地制宜发展地热能。

第二十七条 国家积极安全有序发展核电。

国务院能源主管部门会同国务院有关部门统筹协调全国核电发展和布局，依据职责加强对核电站规划、选址、设计、建造、运行等环节的管理和监督。

第二十八条 国家优化煤炭开发布局和产业结构，鼓励发展煤矿矿区循环经济，优化煤炭消费结构，促进煤炭清洁高效利用，发挥煤炭在能源供应体系中的基础保障和系统调节作用。

第二十九条 国家采取多种措施，加大石油、天然气资源勘探开发力度，增强石油、天然气国内供应保障能力。

石油、天然气开发坚持陆上与海上并重，鼓励规模化开发致密油气、页岩油、页岩气、煤层气等非常规油气资源。

国家优化石油加工转换产业布局和结构，鼓励采用先进、集约的加工转换方式。

国家支持合理开发利用可替代石油、天然气的新型燃料和工业原料。

第三十条 国家推动燃煤发电清洁高效发展，根据电力系统稳定运行和电力供应保障的需要，合理布局燃煤发电建设，提高燃煤发电的调节能力。

第三十一条 国家加快构建新型电力系统，加强电源电网协同建设，推进电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，提高电网对可再生能源的接纳、配置和调控能力。

第三十二条 国家合理布局、积极有序开发建设抽水蓄能电站，推进新型储能高质量发展，发挥各类储能在电力系统中的调节作用。

第三十三条 国家积极有序推进氢能开发利用，促进氢能产业高质量发展。

第三十四条 国家推动提高能源利用效率，鼓励发展分布式能源和多能互补、多能联供综合能源服务，积极推广合同能源管理等市场化节约能源服务，提高终端能源消费清洁化、低碳化、高效化、智能化水平。

国家通过实施可再生能源绿色电力证书等制度建立绿色能源消费促进机制，鼓励能源用户优先使用可再生能源等清洁低碳能源。

公共机构应当优先采购、使用可再生能源等清洁低碳能源以及节约能源的产品和服务。

第三十五条 能源企业、能源用户应当按照国家有关规定配备、使用能源和碳排放计量器具。

能源用户应当按照安全使用规范和有关节约能源的规定合理使用能源，依法履行节约能源的义务，积极参与能源需求响应，扩大绿色能源消费，自觉践行绿色低碳的生产生活方式。

国家加强能源需求侧管理，通过完善阶梯价格、分时价格等制度，引导能源用户合理调整用能方式、时间、数量等，促进节约能源和提高能源利用效率。

第三十六条 承担电力、燃气、热力等能源供应的企业，应当依照法律、法规和国家有关规定，保障营业区域内的能源用户获得安全、持续、可靠的能源供应服务，没有法定或者约定事由不得拒绝或者中断能源供应服务，不得擅自提高价格、违法收取费用、减少供应数量或者限制购买数量。

前款规定的企业应当公示服务规范、收费标准和投诉渠道等，并为能源用户提供公共查询服务。

第三十七条 国家加强能源基础设施建设和保护。任何单位或者个人不得从事危及能源基础设施安全的活动。

国务院能源主管部门会同国务院有关部门协调跨省、自治区、直辖市的石油、天然气和电力输送管网等能源基础设施建设；省、自治区、直辖市人民政府应当按照能源规划，预留能源基础设施建设用地、用海，并纳入国土空间规划。

石油、天然气、电力等能源输送管网设施运营企业应当提高能源输送管网的运行安全水平，保障能源输送管网系统运行安全。接入能源输送管网的设施设备和产品应当符合管网系统安全运行的要求。

第三十八条 国家按照城乡融合、因地制宜、多能互补、综合利用、提升服务的原则，鼓励和扶持农村的能源发展，重点支持革命老区、民族地区、边疆地区、欠发达地区农村的能源发展，提高农村的能源供应能力和服务水平。

县级以上地方人民政府应当统筹城乡能源基础设施和公共服务体系建设，推动城乡能源基础设施互联互通。

农村地区发生临时性能源供应短缺时，有关地方人民政府应当采取措施，优先保障农村生活用能和农业生产用能。

第三十九条 从事能源开发利用活动，应当遵守有关生态环境保护、安全生产和职业病防治等法律、法规的规定，减少污染物和温室气体排放，防止对生态环境的破坏，预防、减少生产安全事故和职业病危害。

第四章 能源市场体系

第四十条 国家鼓励、引导各类经营主体依法投资能源开发利用、能源基础设施建设等，促进能源市场发展。

第四十一条 国家推动能源领域自然垄断环节独立运营和竞争性环节市场化改革，依法加强对能源领域自然垄断性业务的监管和调控，支持各类经营主体依法按照市场规则公平参与能源领域竞争性业务。

第四十二条 国务院能源主管部门会同国务院有关部门协调推动全国统一的煤炭、电力、石油、天然气等能源交易市场建设，推动建立功能完善、运营规范的市场交易机构或者交易平台，依法拓展交易方式和交易产品范围，完善交易机制和交易规则。

第四十三条 县级以上人民政府及其有关部门应当强化统筹调度组织，保障能源运输畅通。

能源输送管网设施运营企业应当完善公平接入和使用机制，按照规定公开能源输送管网设施接入和输送能力以及运行情况的信息，向符合条件的企业等经营主体公平、无歧视开放并提供能源输送服务。

第四十四条 国家鼓励能源领域上下游企业通过订立长期协议等方式，依法按照市场化方式加强合作、协同发展，提升能源市场风险应对能力。

国家协同推进能源资源勘探、设计施工、装备制造、项目融资、流通贸易、资讯服务等高质量发展，提升能源领域上下游全链条服务支撑能力。

第四十五条 国家推动建立与社会主义市场经济体制相适应，主要由能源资源状况、产品和服务成本、市场供求状况、可持续发展状况等因素决定的能源价格形成机制。

依法实行政府定价或者政府指导价的能源价格，定价权限和具体适用范围以中央和地方的定价目录为依据。制定、调整实行政府定价或者政府指导价的能源价格，应当遵守《中华人民共和国价格法》等法律、行政法规和国家有关规定。能源企业应当按照规定及时、真实、准确提供价格成本等相关数据。

国家完善能源价格调控制度，提升能源价格调控效能，构建防范和应对能源市场价格异常波动风险机制。

第四十六条 国家积极促进能源领域国际投资和贸易合作，有效防范和应对国际能源市场风险。

第五章 能源储备和应急

第四十七条 国家按照政府主导、社会共建、多元互补的原则，建立健全高效协同的能源储备体系，科学合理确定能源储备的种类、规模和方式，发挥能源储备的战略保障、宏观调控和应对急需等功能。

第四十八条 能源储备实行政府储备和企业储备相结合，实物储备和产能储备、矿产地储备相统筹。

政府储备包括中央政府储备和地方政府储备，企业储备包括企业社会责任储备和企业其他生产经营库存。

能源储备的收储、轮换、动用，依照法律、行政法规和国家有关规定执行。

国家完善政府储备市场调节机制，采取有效措施应对市场大幅波动等风险。

第四十九条 政府储备承储运营机构应当依照法律、行政法规和国家有关规定，建立健全内部管理制度，加强储备管理，确保政府储备安全。

企业社会责任储备按照企业所有、政策引导、监管有效的原则建立。承担社会责任储备的能源企业应当按照规定的种类、数量等落实储备责任，并接受政府有关部门的监督管理。

能源产能储备的具体办法，由国务院能源主管部门会同国务院财政部门和其他有关部门制定。

能源矿产地储备的具体办法，由国务院自然资源主管部门会同国务院能源主管部门、国务院财政部门和其他有关部门制定。

第五十条 国家完善能源储备监管体制，加快能源储备设施建设，提高能源储备运营主体专业化水平，加强能源储备信息化建设，持续提升能源储备综合效能。

第五十一条 国家建立和完善能源预测预警体系，提高能源预测预警能力和水平，及时有效对能源供求变化、能源价格波动以及能源安全风险状况等进行预测预警。

能源预测预警信息由国务院能源主管部门发布。

第五十二条 国家建立统一领导、分级负责、协调联动的能源应急管理体制。

县级以上人民政府应当采取有效措施，加强能源应急体系建设，定期开展能源应急演练和培训，提高能源应急能力。

第五十三条 国务院能源主管部门会同国务院有关部门拟定全国的能源应急预案，报国务院批准后实施。

国务院能源主管部门会同国务院有关部门加强对跨省、自治区、直辖市能源应急工作的指导协调。

省、自治区、直辖市人民政府根据本行政区域的实际情况，制定本行政区域的能源应急预案。

设区的市级人民政府、县级人民政府能源应急预案的制定，由省、自治区、直辖市人民政府决定。

规模较大的能源企业和用能单位应当按照国家规定编制本单位能源应急预案。

第五十四条 出现能源供应严重短缺、供应中断等能源应急状态时，有关人民政府应当按照权限及时启动应急响应，根据实际情况和需要，可以依法采取下列应急处置措施：

（一）发布能源供求等相关信息；

（二）实施能源生产、运输、供应紧急调度或者直接组织能源生产、运输、供应；

（三）征用相关能源产品、能源储备设施、运输工具以及保障能源供应的其他物资；

（四）实施价格干预措施和价格紧急措施；

（五）按照规定组织投放能源储备；

（六）按照能源供应保障顺序组织实施能源供应；

（七）其他必要措施。

能源应急状态消除后，有关人民政府应当及时终止实施应急处置措施。

第五十五条 出现本法第五十四条规定的能源应急状态时，能源企业、能源用户以及其他有关单位和个人应当服从有关人民政府的统一指挥和安排，按照规定承担相应的能源应急义务，配合采取应急处置措施，协助维护能源市场秩序。

因执行能源应急处置措施给有关单位、个人造成损失的，有关人民政府应当依法予以补偿。

第六章 能源科技创新

第五十六条 国家制定鼓励和支持能源科技创新的政策措施，推动建立以国家战略科技力量为引领、企业为主体、市场为导向、产学研深度融合的能源科技创新体系。

第五十七条 国家鼓励和支持能源资源勘探开发、化石能源清洁高效利用、可再生能源开发利用、核能安全利用、氢能开发利用以及储能、节约能源等领域基础性、关键性和前沿性重大技术、装备及相关新材料的研究、开发、示范、推广应用和产业化发展。

能源科技创新应当纳入国家科技发展和高技术产业发展相关规划的重点支持领域。

第五十八条 国家制定和完善产业、金融、政府采购等政策，鼓励、引导社会资金投入能源科技创新。

第五十九条 国家建立重大能源科技创新平台，支持重大能源科技基础设施和能源技术研发、试验、检测、认证等公共服务平台建设，提高能源科技创新能力和服务能力。

第六十条 国家支持依托重大能源工程集中开展科技攻关和集成应用示范，推动产学研以及能源上下游产业链、供应链协同创新。

第六十一条 国家支持先进信息技术在能源领域的应用，推动能源生产和供应的数字化、智能化发展，以及多种能源协同转换与集成互补。

第六十二条 国家加大能源科技专业人才培养力度，鼓励、支持教育机构、科研机构与企业合作培养能源科技高素质专业人才。

第七章 监督管理

第六十三条 县级以上人民政府能源主管部门和其他有关部门应当按照职责分工，加强对有关能源工作的监督检查，及时查处违法行为。

第六十四条 县级以上人民政府能源主管部门和其他有关部门按照职责分工依法履行监督检查职责，可以采取下列措施：

（一）进入能源企业、调度机构、能源市场交易机构、能源用户等单位实施现场检查；

（二）询问与检查事项有关的人员，要求其对有关事项作出说明；

（三）查阅、复制与检查事项有关的文件、资料、电子数据；

（四）法律、法规规定的其他措施。

对能源主管部门和其他有关部门依法实施的监督检查，被检查单位及其有关人员应当予以配合，不得拒绝、阻碍。

能源主管部门和其他有关部门及其工作人员对监督检查过程中知悉的国家秘密、商业秘密、个人隐私和个人信息依法负有保密义务。

第六十五条 县级以上人民政府能源主管部门和其他有关部门应当加强能源监管协同，提升监管效能，并可以根据工作需要建立能源监管信息系统。

有关单位应当按照规定向能源主管部门和其他有关部门报送相关信息。

第六十六条 国务院能源主管部门会同国务院有关部门加强能源行业信用体系建设，按照国家有关规定建立信用记录制度。

第六十七条 因能源输送管网设施的接入、使用发生的争议，可以由省级以上人民政府能源主管部门进行协调，协调不成的，当事人可以向人民法院提起诉讼；当事人也可以直接向人民法院提起诉讼。

第六十八条 任何单位和个人对违反本法和其他有关能源的法律、法规的行为，有权向县级以上人民政府能源主管部门或者其他有关部门举报。接到举报的部门应当及时依法处理。

第八章 法律责任

第六十九条 县级以上人民政府能源主管部门或者其他有关部门的工作人员违反本法规定，滥用职权、玩忽职守、徇私舞弊的，依法给予处分。

第七十条 违反本法规定，承担电力、燃气、热力等能源供应的企业没有法定或者约定事由拒绝或者中断对营业区域内能源用户的能源供应服务，或者擅自提高价格、违法收取费用、减少供应数量、限制购买数量的，由县级以上人民政府能源主管部门或者其他有关部门按照职责分工责令改正，依法给予行政处罚；情节严重的，对有关主管人员和直接责任人员依法给予处分。

第七十一条 违反本法规定，能源输送管网设施运营企业未向符合条件的企业等经营主体公平、无歧视开放并提供能源输送服务的，由省级以上人民政府能源主管部门或者其他有关部门按照职责分工责令改正，给予警告或者通报批评；拒不改正的，处相关经营主体经济损失额二倍以下的罚款；情节严重的，对有关主管人员和直接责任人员依法给予处分。

第七十二条 违反本法规定，有下列情形之一的，由县级以上人民政府能源主管部门或者其他有关部门按照职责分工责令改正，给予警告或者通报批评；拒不改正的，处十万元以上二十万元以下的罚款：

（一）承担电力、燃气、热力等能源供应的企业未公示服务规范、收费标准和投诉渠道等，或者未为能源用户提供公共查询服务；

（二）能源输送管网设施运营企业未按照规定公开能源输送管网设施接入和输送能力以及运行情况信息；

（三）能源企业未按照规定提供价格成本等相关数据；

（四）有关单位未按照规定向能源主管部门或者其他有关部门报送相关信息。

第七十三条 违反本法规定，能源企业、能源用户以及其他有关单位或者个人在能源应急状态时不服从有关人民政府的统一指挥和安排、未按照规定承担能源应急义务或者不配合采取应急处置措施的，由县级以上人民政府能源主管部门或者其他有关部门按照职责分工责令改正，给予警告或者通报批评；拒不改正的，对个人处一万元以上五万元以下的罚款，对单位处十万元以上五十万元以下的罚款，并可以根据情节轻重责令停业整顿或者依法吊销相关许可证件。

第七十四条 违反本法规定，造成财产损失或者其他损害的，依法承担民事责任；构成违反治安管理行为的，依法给予治安管理处罚；构成犯罪的，依法追究刑事责任。

第九章 附 则

第七十五条 本法中下列用语的含义：

（一）化石能源，是指由远古动植物化石经地质作用演变成的能源，包括煤炭、石油和天然气等。

（二）可再生能源，是指能够在较短时间内通过自然过程不断补充和再生的能源，包括水能、风能、太阳能、生物质能、地热能、海洋能等。

（三）非化石能源，是指不依赖化石燃料而获得的能源，包括可再生能源和核能。

（四）生物质能，是指利用自然界的植物和城乡有机废物通过生物、化学或者物理过程转化成的能源。

（五）氢能，是指氢作为能量载体进行化学反应释放出的能源。

第七十六条 军队的能源开发利用管理，按照国家和军队有关规定执行。

国家对核能开发利用另有规定的，适用其规定。

第七十七条 中华人民共和国缔结或者参加的涉及能源的国际条约与本法有不同规定的，适用国际条约的规定，但中华人民共和国声明保留的条款除外。

第七十八条 任何国家或者地区在可再生能源产业或者其他能源领域对中华人民共和国采取歧视性的禁止、限制或者其他类似措施的，中华人民共和国可以根据实际情况对该国家或者该地区采取相应的措施。

第七十九条 中华人民共和国境外的组织和个人实施危害中华人民共和国国家能源安全行为的，依法追究法律责任。

第八十条 本法自2025年1月1日起施行。

国家发展改革委办公厅 市场监管总局办公厅关于规范电动自行车充电收费行为的通知

发改办价格〔2024〕537号

各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、市场监管局（厅、委），国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司：

电动自行车是群众日常出行重要交通工具。引导电动自行车户外充电，是消除安全隐患、保障用电安全的重要措施。但目前部分地区充电收费行为不规范、充电费用偏高，影响了群众户外充电积极性。为贯彻落实国务院关于做好电动自行车安全隐患整治工作有关要求，规范充电收费行为，引导充电服务收费标准合理形成，推动降低群众充电负担，现就有关事项通知如下。

一、充电费用实行价费分离，严格明码标价。电动自行车户外充电设施充电费用主要包括充电电费和服务费，充电电费和服务费应分别标示、分别计价。对暂不具备电量单独计量条件的充电设施，各地发展改革部门要会同相关部门结合实际明确升级改造时间节点，要求充电设施运营单位原则上自2025年1月1日起全面实现充电电量单独计量。

充电设施运营单位应按照明码标价有关规定，在充电场所、手机应用程序、微信公众号等醒目位置分别标示充电电价、服务费项目与收费标准，不得收取任何未予标明的费用。鼓励充电设施运营单位采用图片、动画等生动易懂方式展示收费方式和水平，便于用户快速准确理解。

二、严格落实有关电价政策。居民住宅小区内的电动自行车充电设施用电，电网企业向充电设施运营单位、充电设施运营单位向用户，均应按居民合表用户电价计收充电电费；涉及非电网直供电的，对电动自行车充电设施用电电量，电网企业向非电网供电主体、非电网供电主体向充电设施运营单位、充电设施运营单位向用户，也应按居民合表用户电价计收充电电费。居民住宅小区以外的电动自行车充电设施用电，按其所在场所电价政策执行。

三、充电服务费实行市场调节。充电设施运营单位应充分考虑户外充电设施的公共服务属性和民生属性，按照弥补成本、合理收益、诚实信用原则，结合市场供需状况，合理制定充电服务费标准。单次充电结束后，充电设施运营单位应当通过微信公众号、小程序等方式，向用户推送计费模式、充电时长、收费金额等信息。各地应鼓励市场竞争，不得以行政手段指定充电设施运营单位。

四、推动降低充电服务费。具备运营能力的街道办、居（村）委会、小区产权单位、业主委员会以及由其委托的物业服务企业，可在保障安全的前提下自建充电设施，并从低确定充电服务费。对第三方建设运营的充电设施，倡导小区产权单位、业主委员会、物业服务企业等不收或少收场地租赁费用、不参与或降低收入分成，将让利空间用于降低充电服务费。物业服务企业等管理单位接受委托与充电设施运营单位签订运营合作协议时，应与业主充分沟通，遴选优质充电设施运营单位，合理确定充电服务费标准。物业服务企业等管理单位应积极协助做好充电设施选址、建设安装、接电报装等工作。

鼓励具备条件的地方通过给予充电设施建设运营补贴、更好发挥国企作用等方式，降低充电设施建设运营成本。有关方面签订运营合作协议时，签约运营期限可与设备折旧年限适当衔接，倡导签订5年及以上运营合作协议，稳定充电设施运营单位投资预期、摊薄资产折旧成本，为降低充电服务费创造条件。

五、推动充电设施由电网直接供电。电网企业应按照“能改尽改”的原则，对具备条件的充电设施加快改造，尽快实现向电动自行车充电设施运营单位直接供电。现有居民住宅小区尚未实现电网企业直接供电的，鼓励产权单位向电网企业整体移交供电设施，为电网企业向充电设施直接供电创造条件；2025年1月1日以后新建居民住宅小区的充电设施，原则上应当由电网企业直接供电，避免因转供推高充电成本。

六、依法加强监管。各地要结合当地实际及时制定和完善相关价费政策，加大对充电设施运营单位合理确定服务费，以及产权单位、物业服务企业等管理单位主动让利等工作的引导力度，注重运用联合约谈、提醒等方式方法，不断规范充电收费行为。市场监管部门要结合相关投诉举报和人民群众反映，加大监督检查力度，依法查处不执行政府定价、不按规定明码标价等违法行为。相关行业协会要加强行业自律，自觉规范充电收费行为，共同维护良好市场秩序。

各地要高度重视规范电动自行车充电收费行为、推动降低充电收费对引导群众户外充电、保障用电安全的重要作用，加强组织领导，强化政策落实，并做好政策宣传解读。各地相关部门要加强协同联动，研究采取行之有效的政策措施，推动降低户外充电服务费，让群众能承担、愿意用。

国家发展改革委办公厅

市场监管总局办公厅

2024年6月11日

关于农业生产分时电价政策有关事项的通知

各市发展改革委、农业农村局，国网山东省电力公司：

为进一步扩大分时电价政策实施范围，降低农业生产用电成本，积极落实支农惠农政策，引导农业生产用户参与电力调峰，积极促进新能源消纳，根据《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号）等文件规定，经研究，对农业生产用电执行分时电价政策。现将有关事项通知如下：

一、实施范围

全省按规定执行农业生产电价的电力用户，主要包括农业、林木培育和种植、畜牧业、渔业生产、农业灌溉，以及农业服务业中的农产品初加工等。

二、时段划分

除低谷时段23:00-7:00外，授权国网山东省电力公司根据山东电网电力供需状况、系统用电负荷特性、新能源装机占比、系统调节能力等因素确定其他峰谷各时段。每年11月份，国网山东省电力公司向社会公布次年具体峰谷时段；如年内可能出现电力供需紧张、天气变化等不确定因素时，应及时对尚未执行的峰谷时段进行调整，调整结果需提前1个月向用户公布。

三、电价标准

在现行电价标准基础上，深谷时段每千瓦时降低0.333元（含税，下同），低谷时段降低0.17元，高峰时段提高0.17元，尖峰时段提高0.333元（具体标准见附件）。

四、其他事项

（一）农业生产分时电价政策由执行农业生产用电的用户自愿选择，由电网企业免费更换分时电能表，调整后的电价政策自申请次月起执行，1年内不予调整。不选择执行分时电价政策的仍按原方式计价。

（二）各级农业农村、发展改革部门以及电网企业要通过政府门户网站、新闻媒体、手机客户端等多种方式，加大对分时电价政策宣传力度，深入解读分时电价政策，引导具备条件的设施农业、林木培育和种植、畜牧业、渔业生产等用户用好分时电价政策，降低用电成本。

（三）各级电网企业要强化服务意识，优化用户变更申请流程，方便用户执行分时电价政策。进一步细化各时段电量、电费详单，帮助用户更好响应分时电价政策，不断调整用电习惯、优化电费支出。要动态掌握分时电价机制执行情况，深入评估分时电价机制执行效果。

（四）电价政策执行过程中遇到的问题和建议，请及时报告省发展改革委、省农业农村厅。

上述电价政策自2025年1月1日起执行。

附件：峰谷时段电价表

山东省发展和改革委员会 山东省农业农村厅

2024年10月8日

黑龙江省发展和改革委员会关于进一步完善峰谷分时电价政策措施有关事项的通知

黑发改价格函〔2024〕291号

各市（地）、县（市）发展改革委（局），国网黑龙江省电力有限公司、黑龙江省电力交易中心有限公司、各有关企业：

为深入贯彻落实《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号）等文件要求，充分发挥分时电价信号作用，引导电力用户削峰填谷，改善电力供需状况，促进新能源发展，根据我省用电负荷等情况，进一步优化调整工商业等用户峰谷分时电价政策，现就有关事项通知如下：

一、峰谷时段划分对每日用电时段划分进行调整，具体为：高峰时段：7：00-8：00、9:00-11:30、15：30-20:00；低谷时段：12:00-14:00、23:30-5:30；其余为平时段。

二、电价浮动范围执行工商业电价的用户平时段电价由上网电价、输配电价、上网环节线损费用、系统运行费用、政府性基金及附加组成，其中输配电价、上网环节线损费用、系统运行费用、政府性基金及附加均不参与峰谷浮动；其他用户继续按现行标准执行。

三、其他事项

（一）暂停执行尖峰电价，今后根据电力供需状况适时启动尖峰电价。“煤改电”用户继续按现行政策执行。

（二）电力现货市场尚未连续运行前，省电力公司要做好峰谷分时电价和中长期市场交易规则的衔接。

（三）省电力公司第三监管周期执行峰谷分时电价政策产生的损益，由全体工商业用户分摊或分享。

（四）各级发改部门和电网企业要做好舆情监测预警，及时回应社会关切，确保政策平稳落地。

本通知自2025年1月1日起执行。其他未尽事宜，继续按照《黑龙江省发展改革委关于印发<关于进一步完善峰谷分时电价政策措施>的通知》（黑发改价格函〔2022〕55号）执行。

黑龙江省发展和改革委员会

2024年10月12日

关于实行节假日深谷电价机制有关事项的通知

（征求意见稿）

为进一步发挥分时电价信号作用，鼓励和引导企业节假日连续生产和错峰用电，现就实行节假日深谷电价机制有关事项通知如下：

一、在现行工商业分时电价机制基础上，春节、“五一”国际劳动节、国庆节（具体时间以国家公布为准）设置深谷时段。分时电价以各电力用户市场化交易购电价格（代理购电用户以代理购电价格）为基准进行浮动，上网环节线损费用参与浮动，其中，9:00—12:00、14:00—15:00，电价浮动比例调整为0.9；12:00—14:00，电价浮动比例调整为0.43。

二、分时电价实施范围、其他时段的峰平谷时段划分和浮动比例等保持不变，按照《省发改委关于完善工商业分时电价机制有关事项的通知》（鄂发改价管〔2024〕77号）有关规定执行。

三、请各地发改部门加强政策宣传，指导本地电网企业做好贯彻落实工作，认真跟踪政策执行情况，及时回应社会关切。请省电力公司抓好组织落实，通过线上线下等多种渠道将政策提前告知用户，加快开展电费结算系统的调整工作。请湖北电力交易中心做好交易结算规则的衔接，确保政策执行到位。

四、本通知自2025年1月1日起执行。深谷电量按照电网企业用电信息采集数据计算。当计量装置暂不具备条件时，由电网企业拟合确定。

云南省发展和改革委员会关于优化调整分时电价政策有关事项的通知

云发改价格〔2024〕924号

各州（市）发展改革委，云南电网有限责任公司、各地方电网企业、增量配电网企业、昆明电力交易中心、有关电力用户：

为更好保障电力系统安全稳定经济运行，在改善电力供需状况、促进新能源消纳的基础上，进一步引导用户调整用电负荷，根据《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号）要求，结合现行分时电价政策执行评估等情况，现就优化调整工商业分时电价政策有关事项通知如下：

一、自2025年1月1日起，适当调整峰谷时段划分。峰平谷时段各8小时：高峰时段7:00—9:00、18:00—24:00；平时段0:00—2:00、6:00—7:00、9:00—12:00、16:00—18:00；低谷时段2:00—6:00、12:00—16:00。后续视电力供需状况、系统调节能力和经济社会承受能力等因素，适时调整。

二、自2024年12月1日起，暂缓执行尖峰电价。

三、一般工商业用户和大工业用户执行分时电价形成的资金损益由执行分时电价的一般工商业用户和大工业用户按实际用电量分别对应分摊（分享）。

四、各州（市）发展改革部门、电网企业和增量配电网企业要加强对工商业用户的用电指导，帮助企业熟悉市场规则，分析用电特性，做好生产安排，确保政策平稳执行到位。

五、电网企业在执行过程中要积极跟踪监测电力供需状况、系统用电负荷特性、新能源消纳动态和价格变化等情况，定期评估执行效果，并报送省发展改革委，特殊情况及时报送。

六、政策实施过程中如遇市场形势等发生重大变化或极端异常天气等不确定因素，省发展改革委将会同相关部门分析研判，适时调整完善。

居民电动汽车充电桩分时电价政策不作调整。本通知其他未尽事宜，继续按照《云南省发展和改革委员会关于进一步完善分时电价政策的通知》（云发改价格〔2023〕1107号）规定执行。

云南省发展和改革委员会

2024年11月18日

自治区发展改革委关于印发《宁夏回族自治区电力负荷管理实施细则》的通知

宁发改规发〔2024〕10号

五市发展改革委、宁东管委会经济发展局，国网宁夏电力有限公司、有关电力企业：

为贯彻党中央、国务院关于能源电力安全保供决策部署，落实自治区党委、政府电力保供工作安排，支撑构建新型电力系统，确保电网安全稳定运行，保障社会用电秩序，根据国家发展改革委、国家能源局印发的《电力负荷管理办法（2023年版）》要求，结合自治区实际，我委制定了《宁夏回族自治区电力负荷管理实施细则》，现予以印发，请遵照执行。

宁夏回族自治区发展改革委

2024年12月24日

（此件公开发布）

宁夏回族自治区电力负荷管理实施细则

第一章总则

第一条为贯彻党中央、国务院关于能源电力安全保供决策部署，落实自治区党委、政府电力保供工作安排，支撑构建新型电力系统，深入推进国家新能源综合示范区及黄河流域生态保护和高质量发展先行区建设，依据国家发展改革委、国家能源局发布的《电力负荷管理办法（2023年版）》《电力需求侧管理办法（2023年版）》《供电营业规则》，结合自治区实际，制定本细则。

第二条本细则适用于宁夏回族自治区范围内的电力负荷管理和电力需求侧管理工作。

第三条本细则所称电力负荷管理，是指为保障电网安全稳定运行、维护供用电秩序平稳、促进可再生能源消纳、提升用能效率，综合采用经济、行政、技术等手段，对电力负荷进行调节、控制和运行优化的管理工作，包含需求响应、有序用电等措施。

第四条本细则所称电力需求侧管理，是指加强全社会用电管理，综合采取合理可行的技术、经济和管理措施，优化配置电力资源，在用电环节实施包括上述负荷管理措施和节约用电等，推动电力系统安全降碳、提效降耗。

第五条宁夏回族自治区发展和改革委员会（以下简称“自治区发展改革委”）负责全区电力负荷管理、电力需求侧管理工作，自治区政府其他有关部门在各自职责范围内负责相关工作。

第六条各市发展改革委、宁东管委会经发局（以下简称“市级电力运行主管部门”）负责本行政区域内的电力负荷管理、电力需求侧管理组织实施工作，同级政府其他有关部门在各自职责范围内负责相关工作。县级以上地方人民政府电力运行主管部门负责本行政区域内的电力负荷管理和电力需求侧管理组织实施工作，县级以上地方人民政府其他有关部门在各自职责范围内负责相关工作。

第七条电网企业、电力用户、电力需求侧管理服务机构是电力负荷管理、电力需求侧管理的重要实施主体。电网企业在自治区发展改革委和市级电力运行主管部门指导下，负责新型电力负荷管理系统建设、负荷管理装置安装和运行维护、负荷管理措施执行和分析等工作。电力用户、电力需求侧管理服务机构依法依规配合实施电力负荷管理工作，开展电力需求侧管理工作。其中，电网企业包括国网宁夏电力有限公司（以下简称“国网宁夏电力”）及其下属市县（区）供电公司以及增量配电网企业；电力需求侧管理服务机构包括负荷聚合商、售电公司、虚拟电厂运营商、综合能源服务商等。

第八条自治区电力运行主管部门指导电网企业根据本地实际情况成立电力负荷管理中心，建立健全电力负荷管理工作体系，指导电网企业定岗定责，建立专业培训体系，持续加强负荷管理专业力量建设，依托电力负荷管理中心统筹开展电力负荷管理工作，组织各方主体做好负荷管理实施工作。空调负荷作为重要的可调节资源应纳入负荷管理范畴，电力负荷管理中心加强常态化管理，加快完善系统功能，提升空调负荷识别、监测与调控能力。

第二章需求响应

第九条需求响应定义。本细则所称需求响应，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。

第十条可调节资源库建设。电网企业、电力用户、电力需求侧服务机构要深入开展可调节负荷资源排查和重点行业负荷特性研究。各类需求响应参与主体与电网企业签订需求响应协议，明确各方权利、义务、争议解决、违约责任、协议终止等条款，建立省级日前型、日内型和实时型可调节负荷资源库，参与日前型、紧急型及实时型需求响应，定期向各级电力运行主管部门报备响应协议签订情况。自治区发展改革委委托电力负荷管理中心开展各类主体的资格审核、设备检测、能力校核、执行组织、效果评价以及电力用户合理接入系统等工作，评估结果报自治区发展改革委。

第十一条组织程序。需求响应执行程序一般包括响应启动、邀约确认、响应执行、过程监测、效果评估、结果公示、资金发放等环节。自治区发展改革委组织国网宁夏电力根据电力供需情况灵活组织实施需求响应，自治区电力负荷管理中心根据自治区发展改革委委托通过新型电力负荷管理系统开展经营主体资格审核、响应邀约、过程监测、效果评估、信息披露等工作。具体实施流程如下：

（一）响应启动。当出现区内历史最大负荷5%以下的电力缺口、电力系统备用容量不足或局部负荷过载时，自治区电力负荷管理中心报请自治区发展改革委同意后直接组织开展需求响应。在需求响应连续执行情况下，应定期每月向自治区发展改革委提报需求响应实施情况。

（二）邀约确认。自治区电力负荷管理中心在需求响应执行前，通过线上、线下多种方式向参与主体发出邀约信息，参与主体应在规定时间内进行应邀申报，自治区电力负荷管理中心组织竞价出清，同步将出清结果反馈各参与主体。

（三）响应执行。各参与主体应在需求响应时段内及时、足额完成需求响应。

（四）过程监测。各级电力负荷管理中心利用新型电力负荷管理系统对用户执行过程进行监测，对执行不到位的用户及时提醒，督促用户执行到位。

（五）效果评估。响应结束后，自治区电力负荷管理中心开展执行效果评估。

（六）结果公示。自治区电力负荷管理中心依据效果评估结果对各类参与主体的补偿金额进行核算，通过结算套餐简化聚合主体和代理用户结算质效，并报自治区发展改革委备案公示。

（七）资金发放。自治区发展改革委公示完毕后，由自治区电力负荷管理中心在公示结束次月，对代理机构和代理用户分别发放补贴。

第十二条资金疏导。自治区发展改革委建立并完善与电力市场衔接的需求响应价格机制，根据“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的原则，建立需求响应资金疏导机制，通过实施尖峰电价、拉大现货市场限价区间、交易电量分摊等手段提高经济激励水平。鼓励需求响应主体参与相应电能量市场、容量市场等，按市场规则获取经济收益。鼓励市、县政府出台需求响应激励政策，提高各类主体参与需求响应积极性。

第十三条市场衔接。自治区发展改革委推动需求响应与电力市场有序衔接、高效协同，根据市场发展，适时优化完善需求响应实施方案。逐步以更多市场化方式实现需求响应。推动需求侧资源进入电力市场，参与需求响应的各类主体可根据电力市场准入要求，自主申请注册为合格经营主体，逐步将需求响应作为电网经济运行常态化调节措施。

第十四条监督检查。需求响应方案实施期间，电力负荷管理中心对响应执行情况进行监督检查，并将检查情况报同级电力运行主管部门。

（一）对需求响应执行不到位的用户、负荷聚合商、虚拟电厂等，应加强指导，并按照相关规则或协议约定执行。

（二）对违反需求响应方案的电网企业，要根据相关规则或协议约定执行。

第三章 有序用电

第十五条有序用电定义。本细则所称有序用电，是指在可预知电力供应不足等情况下，依靠提升发电出力、市场组织、需求响应、应急调度等各类措施后，仍无法满足电力电量供需平衡时，通过行政措施和技术方法，依法依规控制部分用电负荷，维护供用电秩序平稳的管理工作。

第十六条有序用电方案编制。自治区发展改革委指导国网宁夏电力根据年度电力供需平衡预测和国家有关政策，在迎峰度夏（冬）前分别制定有序用电方案，各市级电力运行主管部门指导市级电网企业制定本地区有序用电方案。自治区有序用电方案报自治区人民政府同意后，向国家发展改革委、国家能源局报告。

第十七条方案编制原则。编制有序用电方案应按照先错峰、后避峰、再限电的顺序安排电力电量平衡，对无法错避峰用电的企业，执行轮休轮停。不得在有序用电方案中滥用限电措施，影响正常的社会生产生活秩序。不得以国家和地方节能目标责任评价考核的名义对电力用户等实施无差别的有序用电。对执行有序用电存在困难或无法适应长周期、高频次错避峰用电的电解铝、电解锰、煤化工、钢铁、铁合金、电石及有色金属冶炼等高耗能行业，制定轮休轮停方案。轮休轮停负荷按照电网预测最大电力缺口占全区最大用电负荷比例确定。

第十八条 重点保障用电。编制有序用电方案应重点保障以下用电：

（一）应急指挥和处置部门，主要党政军机关，广播、电视、电信、交通、监狱等关系国家安全和社会秩序的用户；

（二）危险化学品生产、矿井等停电将导致重大人身伤害或设备严重损坏企业的保安负荷；

（三）重大社会活动场所、医院、金融机构、学校等关系群众生命财产安全的用户；

（四）供水、供热、供能等基础设施用户；

（五）居民生活，排灌、化肥生产等农业生产用电；

（六）国家和自治区重点工程、军工企业。

第十九条 重点限制用电。编制有序用电方案应贯彻国家、自治区产业政策和节能环保政策，原则上重点限制以下用电：

（一）违规建成或在建项目；

（二）产业结构调整目录中淘汰类、限制类企业；

（三）单位产品能耗高于国家或地方强制性能耗限额标准的企业；

（四）景观照明、亮化工程；

（五）其他高耗能、高排放、低水平企业。依据高耗能行业重点领域能效标杆水平和基准水平，优先限制能效水平低于基准水平的企业用电需求。

第二十条 方案规模。有序用电方案规模应不低于本地区历史最高负荷的30%；若无法满足以上条件，应将本地区所有重点保障用电以外的负荷全部纳入方案。方案按照Ⅰ—Ⅵ级六个等级制定，每5%为一档。各市级电力运行主管部门应指导电网企业按照“有保有限”原则将重点限制类电力用户优先纳入有序用电方案。

第二十一条 方案告知及演练。有序用电方案印发后，各级电力运行主管部门和电网企业应及时向相关电力用户告知有序用电方案。自治区电力负荷管理中心应在每年迎峰度夏、迎峰度冬前各开展一次负荷管理演练。市级电力运行主管部门应结合本地区供需情况，开展区域性负荷管理演练，强化政府与电网公司各层级协调联动机制，检验负荷管理全链条协同处置、全环节闭环管理和全过程快速响应能力，做好负荷管理各项准备工作，确保电网安全稳定运行。

第二十二条方案用户电能管理。有序用电方案涉及的电力用户应加强电能管理，厘清生产负荷和保安负荷，编制具有可操作性的内部负荷控制方案，保障负荷管理措施执行到位。

第二十三条 方案执行程序。有序用电执行程序一般包括预警发布、执行准备、方案执行等环节。各级电力运行主管部门应指导电网企业及时发布有序用电信息，做好有序用电的宣传解释工作。

（一）预警发布。国网宁夏电力应密切跟踪电力供需形势，加强电力电量分析预测，当预计出现电力供应缺口时，应及时报告自治区发展改革委。

自治区发展改革委和国网宁夏电力应及时向社会发布预警信息。按照电力或电量缺口占当期最大用电需求比例的不同，预警信号分为四个等级：

Ⅰ级：特别严重（红色、20%以上）；

Ⅱ级：严重（橙色、10%以上—不满20%）；

Ⅲ级：较重（黄色、5%以上—不满10%）；

Ⅳ级：一般（蓝色、不满5%）。

若供电缺口及时消除，按相同程序解除预警。

（二）执行准备。预警发布后，国网宁夏电力应立即启动相关准备措施，及时跟踪研判电力供需形势，若判定确须启动有序用电时，提出拟实施有序用电规模，并报自治区发展改革委。自治区发展改革委报请自治区政府同意后启动有序用电，同时报告国家发展改革委。有序用电一经启动，各级电网企业根据电力供需状况制定每日有序用电执行计划，报备本级电力运行主管部门，并通知用户刚性执行，直至电力运行主管部门发布有序用电终止执行信息。在对用户实施、变更、取消有序用电措施前，电网企业通过公告、书面、电话、传真、短信、网络等方式履行告知义务。其中，实施有序用电应至少于前一天告知。

（三）方案执行。有序用电方案实施期间，各级电力运行主管部门、电网企业、发电企业、自备电厂、电力用户等应依法依规配合实施有序用电工作。

1.各级电力运行主管部门应会同本级电网企业对有序用电方案内客户执行情况开展监督检查。

2.电网企业应在电力运行主管部门指导下加强网省间余缺调剂和相互支援。

3.各发电企业应加强设备运行维护和燃料储运，提高机组顶峰发电能力。

4.自备电厂要合理安排检修计划，避开迎峰度夏（冬）用电高峰时段、电力缺口期及重要保电时段。在电力供应紧张时期，自备电厂、应急备用发电机组应严格按各级调控中心要求应开尽开、应发尽发。在迎峰度夏（冬）期间，禁止拥有自备电厂的企业从公网购电，达不到要求的自备电厂企业优先采取错避峰用电，严禁公用电厂转自备。

5.电力用户应加强节电管理，合理安排检修计划，避开迎峰度夏（冬）用电高峰时段错峰检修。配合电网企业执行空调负荷调控，拥有储能设备、电动汽车充电桩的用户应优化充放电策略，提高顶峰放电能力。有序用电方案涉及的用户应按照各级电力运行主管部门印发的有序用电指标，规范刚性执行。

（四）效果评估。每次有序用电结束后，应及时告知相关用户，恢复正常生产秩序。各级电力负荷管理中心开展有序用电执行结果汇总及效果评估。

第二十四条平衡分析。电网企业应依据有序用电方案，结合实际电力供应能力和用电负荷情况，合理做好日用电平衡工作。在保证有序用电方案整体执行效果的前提下，电网企业应优化有序用电措施，在电力电量缺口缩小时及时有序释放用电负荷。

第二十五条应急处理。由于极端天气或自然灾害等不可抗力因素，导致电力供应缺口超出有序用电方案调控能力时，各级电力运行主管部门应指导电网企业结合本地情况，制定扩大范围的应急方案，并报本级人民政府同意，必要时予以实施，保障居民生活和经济社会安全运行。

当出现下列紧急情况之一时，电网企业应执行事故限电序位表，造成大面积停电事件时，应启动大面积停电事件应急预案和黑启动预案等。

（一）发电、供电设备发生重大事故或者电网发生事故；

（二）电网频率或者电压超过规定范围；

（三）输变电设备负载超过规定值；

（四）主干线路功率值超过规定的稳定限额；

（五）其他威胁电网安全运行的紧急情况。

国网宁夏电力综合研判分析电网承载能力，当存在影响电网供电质量和电网安全稳定运行风险时，可对低压分布式光伏发电项目采取限制出力等措施，相关调度措施应做到公平、公正。

第二十六条统计分析。有序用电方案实施期间，电网企业应开展有序用电执行情况汇总和分析工作，并及时报送电力运行主管部门。

第二十七条奖惩措施。由于实施有序用电导致的市场化交易电量偏差部分免予考核。有序用电方案实施期间，对以下情形按照规定进行处理：

（一）对执行方案不力、负荷压降不及预期或擅自超限额用电的电力用户，应责令改正，必要时由市级电力负荷管理中心按照协议约定通过新型电力负荷管理系统或现场操作等手段进行负荷控制，相关后果由用户承担；情节严重并可能影响电网安全的，电网企业履行政府报备并按程序停止供电。

（二）对违反有序用电方案和相关政策的电网企业，要责令改正；情节严重的，要依法依规追究相关责任。

（三）对违反有关规定的政府部门相关人员，要责令改正；情节严重的，依法依规给予行政处分。

（四）对违反有序用电方案，因此导致出现电网安全或影响民生及重要用户用电的严重不良事件，依法依规追究相关方责任。

（五）对拥有自备电厂但未能严格落实“应发尽发、以发定用”的企业，造成电网系统运行安全事件的，依法依规追究企业责任。

第四章 节约用电

第二十八条 节约用电定义。本细则所称节约用电，是指通过实施合理、可行的技术、经济、管理和服务措施，促进用户提高能源利用效率，实现用电环节电力电量节约，促进电力消费侧有效节能降碳。

第二十九条 节约用电指标。实施电网企业电力需求侧管理目标责任考核评价制度，自治区发展改革委制定和下达省级电网企业电力电量节约指标，当年电力、电量节约指标不低于其售电营业区内上年最大用电负荷的0.3%、上年售电量的0.3%，电网企业可通过自行组织实施或购买服务实现。增量配电网企业应参照省级电网企业开展电力、电量节约指标考核，进一步完善评价考核指标体系，提升非输配环节项目评价比重。

第三十条 节约用电实施。聚焦重点行业和领域分业施策、分类推进。强化工业、建筑、交通、农业等重点领域电力需求侧管理与碳达峰行动方案衔接，完善碳排放统计核算方法，逐步建立碳排放双控机制，鼓励企业通过购买绿电、开展碳交易等方式节能减碳。统筹提升重点用能工艺设备产品效率和全链条综合能效。各级电力运行主管部门应完善新型用电基础设施的能效管理，加强绿色设计、运维和能源计量，节能审查。

（一）实施措施

1.鼓励发展综合能源服务产业促进节电降碳。强化综合能源服务商、虚拟电厂运营商等新兴主体培育。鼓励电力需求侧管理服务机构创新服务模式，开展合同能源管理、综合节能、电力交易、可再生能源绿色电力证书（以下简称“绿证”）交易以及碳交易等多元化能源服务，助力电力用户能效提升、节电降碳。

2.电网企业应采用先进的供配电节能技术，试点使用节电型输变电设备，合理优化输配供系统结构。

3.鼓励用能单位积极采用《国家重点节能低碳技术推广目录》中的技术，推广应用先进适用节能工艺技术装备和产品，对落后设备等应用进行改造，倡导购买、使用高效节能产品，逐步淘汰能耗高、效率低的用电设备，提高用电设施设备能效水平。

4.公共机构要发挥节能降碳表率作用，制定精细化节约用电管理制度，加强空调、照明、办公等设备节电管理，提升用电效率。

5.优化城市景观照明管理，鼓励推广景观照明新技术、新材料、新光源，依托技术手段实现城市照明精准识别和分类监测，提升城市照明管理水平。

6.推动商业建筑科学用电，提倡商场、酒店、写字楼等公共场所科学用电，在用电高峰时段减少使用大功率用电设备和非必要照明灯具，严格执行公共建筑空调温度控制标准。

7.因时制宜向全社全省各机关、企事业单位及广大居民发出节约用电倡议，开展形式多样的主题宣传，广泛提供节电建议、分时用电策略等服务，倡导绿色低碳生产生活方式。

8.试点建设重点用能企业能耗在线监测系统建设，实现能源动态监测、控制和优化管理，提升企业用电管理数字化智能化水平。

9.各级电力运行主管部门组织编制和动态发布电力需求侧管理技术推广目录，普及应用节电新技术、新方式。

（二）成效评价。各级政府主管部门应与电网企业建立公共机构、工业企业节能诊断评价机制，开展用能数据分析监测，强化节能成效评价。针对工业等领域开展节电评价标准制定，健全评价机制。

第五章 空调负荷管理

第三十一条 空调负荷资源摸排。在各级电力运行主管部门的指导下，持续开展可调节空调负荷排查，理清空调负荷供电回路和可调节容量，力争实现公共机构、商业楼宇空调负荷调控全覆盖。空调用户应积极配合开展空调负荷排查工作，提供空调实际运行参数等信息。

第三十二条 推进空调负荷调控能力建设。各级电力运行主管部门加强指导，引导用户积极配合开展空调负荷监测和柔性调控建设改造工作。依托自治区电力负荷管理中心建立空调负荷调控资源库，可调节空调负荷资源全部接入新型电力负荷管理系统，实现空调负荷资源统一管理、统一调控、统一服务。鼓励电网企业与具备可调节能力的空调负荷用户签订需求响应协议，通过独立或代理方式参与需求响应，获取需求响应补贴。电力保供期间，空调用户应积极配合开展空调负荷调控。

第三十三条 加强空调负荷精细管理。做好空调负荷资源分层分区分类管理，聚焦商场、超市、公共机构和写字楼等用户，逐户开展空调负荷归类管理。根据用户所属区域、电压等级、站-线-变-户关系，开展不同层级可调能力聚合分析，支撑局部/区域电网平衡、多种类市场交易等场景的快速调节应用。各级电力负荷管理中心利用新型电力负荷管理系统对参与市场调节的空调用户进行监测，对执行不到位的用户及时提醒，督促用户执行到位。

第六章 系统支撑

第三十四条 系统定义。本细则所称新型电力负荷管理系统，是指用于对电力用户、负荷聚合商、虚拟电厂等开展负荷信息采集、预测分析、测试、调控、服务的软硬件平台，是开展电力需求侧管理的信息技术辅助系统，是负荷管理工作的重要实施平台。

第三十五条 系统建设要求。新型电力负荷管理系统建设与运行工作按照“政府主导、电网组织、政企协同、用户实施”的原则开展，自治区发展改革委委托国网宁夏电力开展新型电力负荷管理系统平台建设。新型电力负荷管理系统建设运维、可控回路改造接入及运维等产生的成本应纳入输配电价成本核算范畴。

第三十六条 资源接入要求。电网企业应在各级电力运行主管部门指导下，推进本地区新型电力负荷管理系统建设，制定负荷资源接入年度目标，逐步实现10千伏（6千伏）及以上高压用户、客户侧储能、分布式电源、电动汽车充电桩等新型主体接入全覆盖。新装用电的用户负荷接入系统应与用户受电工程同步设计、同步施工、同步验收和同步投运。支持用户侧储能安全发展，加强计量管理，实现应采尽采。负荷聚合商、虚拟电厂应接入新型电力负荷管理系统，确保负荷资源的统一管理、统一调控、统一服务，电网企业为第三方经营主体提供数据支撑和技术服务。

第三十七条 系统运行管理。各级电力运行主管部门、电网企业、电力用户应加强新型电力负荷管理系统的建设、运维、应用及安全管理。

（一）电力运行主管部门

1.各级电力运行主管部门指导电网企业和电力用户加强负荷管理系统的建设和运行维护，并给予积极支持。

2.负责会同供电企业、电力用户签订《电力用户可中断负荷管理协议》。

（二）电网企业

1.国网宁夏电力负责制定统一建设标准，出资开展系统平台建设、负荷管理装置安装和运行维护、网络安全防护、信息与数据安全防护，指导电力用户将负荷合理接入系统。

2.常态开展虚拟电厂、传统工业负荷、低压分布式光伏、空调负荷、电动汽车、用户侧储能等各类资源监测管理。

3.指导电力用户、电力需求侧管理服务机构开展负荷管理，服务电力用户参与电网互动和电力市场交易。

4.开展负荷管理措施执行监测，对执行不到位的用户开展预警，履行相关程序后可实施负荷控制。

5.开展负荷管理措施执行情况、实施效果统计，为需求响应成效结算提供依据。

（三）电力用户

1.负责自身产权范围内的负荷开关改造及维护，配合开展协议签订、可控负荷和保安负荷确认、控制回路改造、试跳验证、系统接入等工作。增量配售电公司所管理的电力用户同步纳入新型电力负荷管理系统，并具备负荷监测及控制能力。

2.负责加强自身产权设备的维护，不得将保安负荷接入新型电力负荷管理系统，保证负荷控制开关具备远程自动分闸功能且动作可靠，必要时更换或改造相关设备；在日常运行过程中，如发现负荷管理设备异常情况，要及时与属地电网企业联系，不得擅自迁移、更改、破坏接线，影响系统正常运行。

3.主动配合做好负荷管理装置等安全防护工作，不得私自破坏系统正常运行。

4.拥有储能的用户，应积极配合电网企业安装充放电独立计量监测装置，开展储能监测分析。

第七章 保障措施

第三十八条 各级电力运行主管部门应建立健全电力负荷管理工作体系，指导各级电力负荷管理中心常态化运行，建立“政府主导、政企协同、企业实施”的电力保供负荷管理机制，负荷管理措施执行期间，各级电力运行主管部门应与属地电网企业合署办公，成立联合督导组，组织各方主体做好负荷管理实施工作。

第三十九条各级电力运行主管部门会同电网企业加强负荷管理工作宣传培训，建立各级政府、电网企业、发电企业、电力用户、行业协会（商会）和新闻媒体共同参与的电力供需信息沟通和发布机制。

第四十条 根据我区电力系统最高负荷等情况，适时建立尖峰电价（深谷电价）机制。研究需求响应、可中断负荷补偿机制。地方可按规定结合实际安排资金支持电力需求侧管理有关工作。鼓励将电力需求侧管理纳入绿色金融、碳金融等的支持范畴。

第四十一条进一步加强需求响应、电能替代、节约用电、绿色用电、智能用电、有序用电等领域的技术研发和推广。重点推进新型储能、虚拟电厂、车网互动、微电网等技术的创新和应用。加强电力需求侧管理技术和产品知识产权保护，完善技术和产品检测、评估体系。

第四十二条 电网企业每年对电力负荷管理工作进行分析、总结和评价，并向同级电力运行主管部门报备。

第八章附则

第四十三条本办法下列用语的含义：

（一）错峰，是指将高峰时段的用电负荷转移到其他时段，通常不减少电能使用。

（二）避峰，是指在高峰时段削减、中断或停止用电负荷，通常会减少电能使用。

（三）限电，是指在特定时段限制某些用户的部分或全部用电需求。

（四）电力缺口，是指某一时刻，用电负荷超过电力供应能力的部分。

（五）电量缺口，是指某一时段，用电量超过电力供应量的部分。

（六）负荷管理装置，是指部署于用户侧的边缘计算装置，可实现用电负荷数据采集存储和分析计算、负荷调控等功能的设备。

（七）需求侧资源，是指广泛分布于用户侧的可调节负荷、分布式电源、新型储能等可以聚合优化、参与电力系统运行调节的电力资源。

（八）可调节负荷，是指具有灵活调节能力，可以根据电力系统运行需要，调整用电行为、用电方式，增加或减少用电功率的电力负荷。

（九）负荷聚合商，是一类需求侧负荷调节服务机构，具有通过技术、管理等手段整合需求侧资源的能力，可参与电力系统运行，为电力用户提供参与需求响应、电力市场等一种或多种服务。

（十）虚拟电厂，是指利用数字化、智能化等先进技术，将需求侧一定区域内的可调节负荷、分布式电源、储能等资源进行聚合、协调、优化，结合电力市场机制，构成具备响应电网运行调节能力的系统，支撑电力系统安全运行，是新型电力系统的重要组成部分。

第四十四条本办法有关数量的表述中，“以上、以下”均含本数，“不满”不含本数。

第四十五条本细则由自治区发展改革委负责解释。

第四十六条本细则自2025年1月1日起施行，有效期5年，同时废止《宁夏回族自治区有序用电管理细则》（宁发改运行〔2022〕138号）。

关于我市开展气电价格联动调整有关事项的通知

国网上海市电力公司、各有关发电企业：

根据《关于优化调整我市天然气发电上网电价机制有关事项的通知》（沪发改价管〔2019〕36号）确定的气电价格联动机制，结合天然气价格调整情况，决定联动调整我市天然气发电上网电价，现将有关事项通知如下。

一、联动调整天然气发电机组上网电价

1.天然气调峰发电机组的电量电价调整为每千瓦时0.6218 元。天然气调峰9E系列机组，全年发电利用小时300小时以内的电量电价，在上述电价基础上每千瓦时增加0.15元；全年发电利用小时300（不含）-500（含）小时以内的电量电价，在上述电价基础上每千瓦时增加0.1元；全年发电利用小时500小时（不含）以上的部分不再加价。容量电价保持不变。

2.天然气热电联产发电机组（含小型背压式热电联产机组）的电量电价为：全年发电利用小时2500（含）以内的电量电价调整为每千瓦时0.6460元，全年发电利用小时2500（不含）-5000（含）小时以内的电量电价调整为每千瓦时0.5656元，全年发电利用小时5000小时（不含）以上的电量电价执行本市燃煤发电基准价。容量电价保持不变。

3.天然气分布式发电机组的单一制上网电价调整为每千瓦时0.9859元。

二、本通知自2025年1月1日起执行。

附件：天然气发电机组上网电价调价表

上海市发展和改革委员会

2024年12月27日

注：9E调峰机组发电利用小时300（含）以内，电量电价每千瓦时增加0.15元；全年发电利用小时300（不含）-500（含）小时以内的电量电价，在上述电价基础上每千瓦时增加0.1元；全年发电利用小时500小时（不含）以上的部分不再加价。

四川省发展和改革委员会关于居民阶梯电价“一户多人口”政策有关事项的通知（川发改价格〔2024〕668号）

各市（州）发展改革委，国网四川省电力公司、各地方电网企业、增量配电网企业：

为减轻多人口家庭用电负担，进一步完善居民阶梯电价机制，现就我省居民“一户多人口”电价政策有关事项通知如下：

一、实行居民阶梯电价且一户家庭人口满5人的家庭，可申请每户每月增加100度阶梯电量基数。超出5人的家庭，阶梯电量基数按30度/人•月递增。

二、一户家庭人口数量以在同一住址且共同居住生活的居民数量为准，认定依据为我省公安部门核发的居民户口簿、居住证等。其中，居住证登记地址需与申请办理地址一致；居民户口簿登记地址与申请办理地址不一致的，可参考房产证明、租赁合同等其他佐证资料。

三、符合条件的居民用户同时期只能在省内一个家庭住址申请办理。

四、上述政策自申报成功的次月起执行，有效期原则上不超过两年。居民用户到期前可办理“一户多人口”续签手续，逾期未办理即停止执行相关政策，停止执行后可重新申请办理。居民用户家庭人口数量变化后可办理“一户多人口”调整手续。

五、电网企业要根据本通知及时制定发布申请办理细则，研究简化申请和办理流程的相关措施，设置到期提醒功能，为广大居民用户提供营业厅窗口办理、网上办理等多种便民办理渠道。同时，通过营业网点、网站（公众号）、新闻媒体等多种方式加大政策及申请办理方式的宣传力度，加强对相关服务人员的业务培训，确保政策落实到位。2025年1月1日未实现系统升级改造的电网企业，可于2025年1月15日起线下登记收集资料，并做好解释工作，2月底前通过退补方式完成结算。

本通知自2025年1月1日起执行。国省政策如有调整，从其规定。

四川省发展和改革委员会

2024年12月31日