各县（市、区）发改局，绥化经济技术开发区管委会，国网绥化供电公司：

按照《电力负荷管理办法（2023年版）》和《电力需求侧管理办法（2023年版）》要求，为有效防范极端情况下可能出现的电力供需缺口，确保全市电网安全稳定运行，我委会同国网绥化供电公司结合全市电力供需形势，编制了《绥化市2024年负荷管理方案》。现将方案印发你们，请遵照执行。

附件：绥化市2024年负荷管理方案

绥化市发展和改革委员会

2024年5月16日   

绥化市2024年负荷管理方案

为全面落实省委省政府、市委市政府提出的能源保障工作部署，加强和规范负荷管理，维护正常供用电秩序，确保电网安全稳定运行，按照《电力负荷管理办法（2023年版）》（发改运行规〔2023〕1261号）和《电力需求侧管理办法（2023年版）》（发改运行规〔2023〕1283号）要求，特制定本方案。

一、编制原则

（一）总体要求

强化发电端和用电端、统筹供给侧和需求侧，科学分析研判，精准调控调峰，突出重点时段、重点地区、重点企业用电调度，落准、落实、落靠各项负荷管理指标，坚决守住电网安全生命线和民生用电底线。

（二）负荷管理工作原则

1.责任主体。负荷管理工作坚持政府主导，电网企业实施，发电企业配合，电力用户执行的基本工作原则。

2.安全稳定。坚持保障电网运行稳定、电力用户人身和设备安全，综合考虑地区经济结构、电网负荷特性、用电构成等因素，科学配置各地区电力资源，合理均衡采取负荷管理措施，统筹全社会整体效益。

3.有保有限。优先保障居民、农业、重要公用事业和公益服务用电，坚决遏制不合规用能，严格控制“两高”项目及其他产能过剩行业用电，促进地区产业结构调整和节能减排。

4.注重预防。结合供需平衡情况科学编制预案，保证裕度充足。加强电力供需平衡监测，及时发布电力供需预警，建立健全负荷管理工作管理制度、技术标准，精细化制定企业内部负荷控制措施，确保负荷管理各项措施落实到位。

5.灵活高效。将节约用电、企业错峰检修、空调负荷柔性调节、需求响应等措施作为负荷管理前置手段。优先通过市场化手段缓解电力供需矛盾，充分挖掘用户侧需求响应潜力，提高电力系统调节灵活性和整体效能，保障企业生产安全运行。

（三）负荷管理保障范围

1.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；

2.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；

3.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；

4.供水、供热、供能等基础设施用户；

5.居民生活，排灌、化肥生产等农业生产用电；

6.国家重点工程、军工企业。

（四）重点限制范围

1.违规建成或在建项目；

2.产业结构调整目录中淘汰类、限制类企业；

3.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；

4.景观照明、亮化工程；

5.其他高耗能、高排放企业。

二、电力供需形势分析预测

（一）供电区电力供应情况

1.发电装机方面。截至2023年3月末，绥化电网共有并网电厂7189座，总装机容量为2891.41MW。常规电厂28座，装机容量2420.78MW，占比83.72%(其中省调直调电厂15座，装机容量2126MW，占比87.8%)；非常规电厂7161座，占比16.28%,其中分布式风电场11座，装机容量100MW，分散式光伏电站7150座，装机容量370.63MW。新能源装机（风、光、生物质）占比67.48%。

常规28座电厂中有燃煤火电厂5座，装机容量为937.5MW；生物质电厂10座，装机容量431MW；水电站4座，装机容量2.78MW；集中式风电场8座，装机容量为949.5MW；光伏电站1座，装机容量100MW。

2.煤炭供需方面。截至2024年3月末，地调直调火电厂电煤库存15万吨，同比减少2万吨；在运电厂平均库存可用天数40天，同比减少10天。2024年煤炭供应平稳向好，电煤中长期合同签订量增加，煤炭供应稳定。

（二）供电区用电需求预测

1.用电负荷增长情况。2024年1-3月份，全供电区全社会用电量完成16.78亿千瓦时，同比增长11.23%。2024年，预计全社会用电量61.8亿千瓦时，同比增长6%，预计全供电区年内最大用电负荷将达到92.2万千瓦，同比增长7.2%，发生在2024年2月9日除夕中午。如遇极端天气，用电负荷、地区供电负荷将进一步增加。

2.降温及采暖用电负荷预测。空调降温负荷：2024年夏季最大降温负荷达2万千瓦；冬季采暖负荷：2024-2025年冬季最大采暖负荷预计将达3万千瓦。

（三）电力供需平衡情况

预计2024年绥化供电区受黑龙江省电力总体影响趋于紧平衡态势，在保供关键期呈电力时段性紧张、电量充足的局面。同时为应对俄罗斯电网减（停）供、度夏期间黑龙江北部电网可能出现的电力紧平衡局面，受其影响海伦市供电区存在电力缺额的风险，上述电力缺额可通过提高机组出力、电力中长期交易、现货交易、保供省间支援、跨省跨区应急调度支援及负荷侧相关优化措施兜底，确保供电区电力供需平衡。

三、调控负荷指标分配

（一）预警等级

根据绥化市历史最大负荷92万千瓦，按照电力缺口占当期最大用电需求比例，预警信号分为四个等级:

I级：特别严重，电力缺口23.18万千瓦以上(红色、20%以上);

Ⅱ级：严重，电力缺口11.01 -23.18万千瓦(橙色、10%以上—20%以下);

Ⅲ级：较重，电力缺口5.75-11.01万千瓦(黄色、5%以上—10%以下);

Ⅳ级：一般，电力缺口5.75万千瓦以下(蓝色、5%以下)。

（二）方案等级

Ⅰ级：负荷管理规模按照历史最大负荷30%确定。

Ⅱ级：负荷管理规模按照历史最大负荷25%确定。

Ⅲ级：负荷管理规模按照历史最大负荷20%确定。

Ⅳ级：负荷管理规模按照历史最大负荷15%确定。

Ⅴ级：负荷管理规模按照历史最大负荷10%确定。

Ⅵ级：负荷管理规模按照历史最大负荷5%确定。

（三）各市（地）负荷管理调控指标分配

2024年迎峰度夏、冬最大可降负荷分别为29.50、34.89万千瓦，负荷管理方案涉及用户共550户。负荷管理调控指标根据负荷实际变化和工作需要可适时调整。

2024年负荷管理方案（夏季）调控分配指标表

                                                                  单位：万千瓦

2024年负荷管理方案（冬季）调控分配指标表

　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　单位：万千瓦

四、工作要求

（一）职责分工

1.市电力运行主管部门。负责本行政区域内的负荷管理组织实施工作，编制并实施当地负荷管理方案，组织方案演练，监督检查方案执行落实情况；负责指导辖区内电网企业、电力用户签订负荷确认协议；负责督导电力用户进行负荷管理的适应性改造；负责组织本地电网企业动态开展辖区内负荷资源排查、核查和监测。

2.市电力负荷管理中心。作为市级负荷管理机构，负责组织落实全供电区需求响应、负荷管理相关工作；负责负荷资源接入、监测、调度、指挥软硬件能力建设，开展应急值班；负责市级负荷管理系统主站建设运行，系统、装置检验检测等；负责支撑负荷资源监测管理、负荷分析预测、需求响应、负荷调控方案制定实施、应急演练；负责支撑开展负荷管理政策技术、市场机制和商业模式研究，对市级电力负荷管理中心开展技术支撑和指导。

3.市供电公司。负责本供电区电力供需平衡监测，发布预警信息，配合市电力运行主管部门编制、组织实施负荷管理方案、开展应急演练和监督检查，向电力用户下达启动、变更和取消负荷管理措施指令。负责开展用户负荷调研摸排，负荷分轮次接入设计，签订接入协议，指导用户负荷接入负荷管理终端，并做好内部负荷控制方案，落实负荷管理系统技术措施，指导电力用户科学、合理用电，统计上报本地区负荷管理工作情况。

4.电力用户。负荷管理工作的执行主体，负责按自身产权范围实施开关改造、负荷确认、接入系统等负荷管理建设工作，配合安装负荷管理终端，具备分轮次负荷控制能力，不得将保安负荷接入负荷管理系统。根据下达给本单位的调控指标，编制具有可操作性的内部负荷控制方案，执行负荷管理指令。结合自身实际，积极实施电力负荷管理，提高电力使用效能。重要客户按照国家有关规定配置应急保安电源。具有自备电厂的电力用户，在供需紧张时期应确保自备电厂满发满供。

5.发电企业。负责组织好燃料供应及储备，加强发电机组运行管理和检修维护，服从电网统一调度，提高机组出力水平，确保用电高峰时期机组满发稳供。

（二）实施步骤

1.负荷管理培训及演练。为进一步提高负荷管理及重要用户供用电安全服务水平，各级电力运行主管部门会同本地供电公司在迎峰度夏（冬）前，开展负荷管理演练，检验负荷管理方案的可操作性和执行效果，理顺负荷管理工作流程和协调机制，提高快速响应能力。

2.负荷管理预警。省电力公司密切跟踪电力供需走势，预测电网将出现电力缺口时，将用电限额报省发改委，省发改委迅速向社会发布预警信息，同步下达至各市。

3.负荷管理方案启动。省发改委根据实际电力供需形势，按规定报请省政府同意后，上报国家发改委，启动全省负荷管理方案。市电力运行主管部门根据省级发布的预警等级及本地区电力供需形势情况，按程序启动本地区负荷管理方案，依据方案确定的负荷调控指标，会同本地电网企业安排有关客户实施负荷管理。

4.负荷管理方案实施。（1）事前通知。严格执行政府批准的负荷管理方案，在对用户实施、变更、取消负荷管理措施前，要通过公告、电话、传真、短信等方式通知相关用户。（2）及时响应。方案涉及的电力用户接到负荷管理指令时，要积极响应，加强用电管理，按照指令要求采取班次调整、设备检修和生产调休等措施，确保内部负荷调控指标落实到位。（3）监测跟踪。充分利用新型电力负荷管理系统等平台，对负荷管理措施的实施效果进行实时监测。（4）紧急应对。紧急状况下，各级单位严格执行超电网供电能力限电序位表、事故限电序位表、处置电网大面积停电事件应急预案和黑启动预案，保障应对突发和紧急情况下的快速反应和应急处置能力。（5）释放告知。当电网供需平衡、负荷管理工作结束时，及时告知方案涉及电力用户，及时恢复正常生产秩序。

5.统计及上报。负荷管理方案实施期间，市供电公司指导所属区、县级公司认真做好负荷管理影响用电负荷、用电量等统计工作，填报负荷管理执行情况日报表，确保统计数据全面、准确。

6.负荷管理工作评估检查。为确保负荷管理措施落实到位，各级、各单位要建立健全负荷管理评估、检查监督机制，监督负荷管理工作落实，对负荷管理落实情况进行评估、检查，确保工作规范有效，切实保障电力供应紧张时期电网运行和供用电秩序稳定。

（三）执行次序

原则上优先执行节约用电、企业错峰检修、空调负荷柔性调节、需求响应等措施，仍无法满足电力电量平衡时，按照先错峰、后避峰、再限电的顺序执行负荷管理措施，执行负荷管理措施时优先执行“两高”用户和重点限制类用户，同等条件下按照消费绿电比例由低至高顺序安排执行负荷管理措施。在执行负荷管理期间，严格控制超高耗能、过度亮化的城市灯光秀、景观照明，合理调整路灯开闭灯时间和亮灯方式，减少或停止商场、酒店、写字楼等公共场大功率用电设备和非必要照明灯具使用。

当六个等级负荷管理方案仍无法满足电力供需缺口时，启用连续用电用户轮休轮停方案，最大限度降低对企业的影响。特殊情况下，按照优先保障民生用电、全社会“让电于民”的原则，除民生、公共服务和重点用能等必要负荷外，其余负荷应压尽压。

五、北部电网应急保供负荷管理措施

为应对俄罗斯电网减（停）供、度夏期间黑龙江北部电网可能出现的电力紧平衡局面，北部电网涉及的海伦地区应压紧压实属地保供电责任，组织梳理可参与负荷管理措施的用户清单（北部电网海伦地区工商业用户共27740户，可压降总负荷5160千瓦；非六保用户24063万户，可压降总负荷4850千瓦；六保用户3628户，可压降非民生负荷70千瓦），做好应急保供负荷管理措施准备，切实保障黑龙江北部电网安全和民生用电。

一是根据梳理清单结果，北部电网海伦市供电分公司按照“应签尽签”原则推动区域内工商业用户全部签订需求响应协议。

二是在可预知电力供应不足的情况下，针对北部电网依法依规启动负荷管理措施。执行时按照北部电网涉及地区梳理的可压降负荷情况等比例分配指标，原则上优先执行企业错峰检修、空调负荷调节、需求响应等措施，再按照“先重点限制类用户、后普通工商业用户”顺序依次执行有序用电措施。

六、重点工作

（一）拓展负荷精细化管理水平

各级电力运行主管部门要联合属地电网企业持续推进负荷资源排查及负荷接入新型电力负荷管理系统工作，细化负荷资源标签、理清产业上下游关系，指导用户优化内部用能方案、科学参与负荷管理，2024年底前，用户分路负荷监控能力要达到本地区最大用电负荷的15%。各级电力运行主管部门要积极引导用户配合开展终端控制开关改造和负荷管理装置安装工作，实现实时监测、柔性调节、智能调控，确保负荷资源统一管理，统一调控，统一服务。

（二）建立需求响应长效机制

各级电力运行主管部门要联合属地电网企业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，实现负荷管理方案用户“应签尽签”需求响应协议。定期结合用户检修计划、生产工艺流程和负荷资源排查成果确认可参与需求响应的回路及设备，逐户校验、更新需求响应能力，2024年底前，需求响应能力要达到本地区最大用电负荷的5%，确保出现电力缺口时足额履约。负荷聚合商参建的虚拟电厂应满足电网接入、计量、网络安全防护等要求，接入新型电力负荷管理系统，具备实时负荷监测和控制能力。在实施负荷管理时，同等条件下，对已参与需求响应的用户延后执行负荷管理措施。

（三）推动全社会节约用能

各级电力运行主管部门要联合属地电网企业积极构建“供电+能效服务”工作体系，引导全社会高效用能、绿色用能、节约用能，积极响应“夏季不低于26℃，冬季不高于20℃”空调能耗优化策略，切实提升能效利用水平。积极推动党政机关集中办公区、公立学校和医院、公共场馆通过合同能源管理、能源托管等方式实施公共建筑节能改造，实现商业综合体等公共建筑节电节能。鼓励推广居住区有序充电，充分利用峰谷分时电价政策，引导充电基础设施多充谷段电，缓解电网调峰压力，并接受电网统一调控。

（四）支持低压分布式光伏参与调峰

各级电力运行主管部门要联合属地电网企业，逐步完善新能源参与调峰的准备事项。结合分布式光伏增长态势，以保障电网安全和供热稳定为前提，优先通过省间市场增加电网调峰能力，尽可能消纳新能源电力，常规调节手段无法满足系统调峰要求时，启动分布式光伏用户调峰。新增低压分布式光伏用户并网时应具备监测、调控能力，接受统一调度，存量低压分布式光伏用户应逐步改造具备前述功能。

六、附则

1.对拒不执行调度命令、擅自超限额用电的用电企业，电力运行主管部门在供电企业的配合下，按照国家规定相关程序停止供电。对因不执行负荷管理措施造成严重影响的，要追责问责。配售电企业和参加市场化交易的用电企业应执行负荷管理义务，按规定实施负荷管理措施，对拒不执行负荷管理的用电企业将取消其电力市场交易主体资格。

2.各地要结合本方案，适时对本地区负荷管理方案进行修订、完善，合理优化负荷管理执行用户，执行用户名单要做到一年两调整、一用一调整，确保负荷管理有效执行。

3.本方案自下发之日起生效，有效期至下一年度方案下发之日止。