电力需求侧管理办法（2023 年版） 第一章 总则 第一条 为贯彻落实党中央、国务院关于碳达峰碳中和的重大 战略决策，深入推进能源革命，加快规划建设新型能源体系，加强 能源产供储销体系建设，推动能源清洁低碳安全高效利用，确保能 源安全，根据《中华人民共和国电力法》《中华人民共和国节约能 源法》《电力供应与使用条例》《关于进一步深化电力体制改革的 若干意见》等法律法规和政策文件规定，制定本办法。 第二条 本办法适用于中华人民共和国境内电力需求侧管理工 作。 第三条 本办法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，在用电环节实施节约用电、需求响应、绿色用电、电能替代、 智能用电、有序用电，推动电力系统安全降碳、提效降耗。 第四条 电力需求侧管理应贯彻落实节约资源、保护环境的基 本国策，坚持统筹发展和安全，守牢能源电力安全底线。 第五条 国家发展改革委负责全国电力需求侧管理工作，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需 求侧管理工作。国务院有关部门、各地区县级以上地方人民政府有 关部门、各级能源监管部门在各自职责范围内开展和参与电力需求 侧管理。 1 第六条 电网企业、电力用户、电力需求侧管理服务机构、电 力相关行业组织等是电力需求侧管理的重要实施主体，应依法依规 开展电力需求侧管理工作。其中，电网企业包括省级及以上电网企 业、其他地方电网企业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。 第二章 节约用电 第七条 本办法所称节约用电，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，促进电力系统有效节能降碳。 第八条 实施电网企业电力需求侧管理目标责任考核评价制 度，省级电力运行主管部门制定和下达本级电网企业电力电量节约 指标，采取评价与考核相结合的方式，实行年度评价、统筹考核； 电网企业当年电力、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。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。 第九条 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，统筹提升重点用能工艺设备产品效率和全链条综合能效。完善 新型用电基础设施的能效管理，加强绿色设计、运维和能源计量审 查，提升能源利用效率、降低能耗。 2 第十条 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、负荷聚合商等新兴经营主体培育。鼓励电力需求侧管 理服务机构开展合同能源管理、综合节能、电力交易、可再生能源 绿色电力证书（简称“绿证”）交易以及碳交易等多元化能源服务， 满足电力用户的差异化能源需求，助力电力用户能效提升、节电降 碳。 第十一条 各地政府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。针对工业等领 域开展节电评价标准制定，健全评价机制。强化能效标杆引领，系 统推进全社会综合能效全面提升。 第三章 需求响应 第十二条 本办法所称需求响应，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。 第十三条 积极拓宽需求响应主体范围。各类经营性电力用户 均可参与需求响应，有序引导具备响应能力的非经营性电力用户参 与需求响应。鼓励推广新型储能、分布式电源、电动汽车、空调负 荷等主体参与需求响应。 第十四条 提升需求响应能力。到 2025 年，各省需求响应能力 达到最大用电负荷的 3%—5%，其中年度最大用电负荷峰谷差率超 3 过 40%的省份达到 5%或以上。到 2030 年，形成规模化的实时需求 响应能力，结合辅助服务市场、电能量市场交易可实现电网区域内 需求侧资源共享互济。 第十五条 加快构建需求响应资源库。各省级电力运行主管部 门应指导电网企业根据需求响应的资源类型、负荷特征、响应速率、 响应可靠性等关键参数，形成可用、可控的需求响应资源清单，并 基于需求响应实际执行情况等动态更新。 第十六条 全面推进需求侧资源参与电能量和辅助服务市场常 态化运行。鼓励满足条件的需求响应主体提供辅助服务，保障电力 系统稳定运行。鼓励通过市场化手段，遴选具备条件的需求响应主 体提供系统应急备用服务，签署中长期合约并明确根据电网运行需 要优先调用。支持符合要求的需求响应主体参与容量市场交易或纳 入容量补偿范围。 第十七条 建立和完善需求侧资源与电力运行调节的衔接机 制，逐步将需求侧资源以虚拟电厂等方式纳入电力平衡，提高电力 系统的灵活性。 第十八条 充分发挥电力需求侧管理服务机构的资源整合能 力。支持各类电力需求侧管理服务机构整合优化可调节负荷、分布 式电源、新型储能等需求侧资源，以负荷聚合商或虚拟电厂等形式 参与需求响应，创新用电服务模式，培育用电服务新业态。支持地 方电网、增量配电网、微电网开展需求响应。支持乡村符合条件的 需求侧资源由电力需求侧管理服务机构代理参与需求响应。 4 第十九条 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，支持具备条件 的地区，通过实施尖峰电价、拉大现货市场限价区间等手段提高经 济激励水平。鼓励需求响应主体参与相应电能量市场、辅助服务市 场、容量市场等，按市场规则获取经济收益。 第二十条 各地电力运行主管部门负责本地区需求响应工作， 各地能源监管部门根据职责开展相关市场监管工作。电网企业在各 级电力运行主管部门指导下，根据本地实际情况成立电力负荷管理 中心，负责新型电力负荷管理系统建设和运营工作。省级电力负荷 管理中心受电力运行主管部门委托组织开展需求响应交易与执行， 电力交易机构和电力调度机构按职责分工协同开展相关工作。各类 需求响应主体的权责按照当地电力市场相关规定确定。 第四章 绿色用电 第二十一条 本办法所称绿色用电，是指促进绿色电力（简称 “绿电”）供需协同互动，提高可再生能源消纳利用水平，激发全 社会绿电消费潜力，推进能源电力绿色低碳转型。 第二十二条 绿证是可再生能源电力消费量的唯一凭证。 第二十三条 鼓励行业龙头企业、大型国有企业、跨国公司等 消费绿电，发挥示范带头作用，推动外向型企业较多、经济承受能 力较强的地区逐步提升绿电消费比例。加强高耗能、高排放企业使 用绿电的刚性约束，各地可根据实际情况制定高耗能、高排放企业 电力消费中绿电最低占比。提升新型基础设施绿电消费水平，促进 5 绿电就近消纳。 第二十四条 提高京津冀、长三角、粤港澳等重点区域绿电消 费比重，提升新增产业、新建项目、新建园区可再生能源利用水平。 支持以县域或村镇为单位，充分利用当地水、风、光、生物质、地 热等可再生能源资源，因地制宜建设分布式绿色低碳综合能源网 络，提高乡村用能的绿电比例。积极推动工业厂房、公共建筑等屋 顶光伏建设和实施光伏建筑一体化应用，因地制宜推广浅层地热驱 动的冷热电一体化模式。 第二十五条 推动配电网增容、线路改造和智能化升级，提升 配电网规模化接入分布式电源、柔性负荷的能力，推进电网运行方 式向源网荷储互动、分层分区协同控制转变。支持工业企业、产业 园区、具备条件的乡村地区等开展绿色低碳微电网和源网荷储一体 化建设。 第二十六条 支持取得突破的低碳零碳负碳关键技术开展产业 化示范应用，推动绿电与终端冷热水气等集成耦合利用，宣传推广 典型案例，推动全社会生产生活用电方式绿色转型。 第五章 电能替代 第二十七条 本办法所称电能替代，是指在终端能源消费环节 实施以电代煤、以电代油、以电代气等措施，鼓励通过市场化、智 能化等手段，实现替代用能主要使用绿电的电力消费模式。 第二十八条 立足电力供需情况，以市场需求为导向，拓展电 能替代的广度和深度，构建政策体系完善、标准体系完备、市场模 6 式成熟、智能化水平高的电能替代发展新格局，科学有序推进电能 替代。持续提升工业、建筑、交通等重点领域电气化水平。加快提 高农业农村领域终端电气化水平，助力乡村振兴战略。稳步推进重 大民生工程终端电气化水平提升。 第二十九条 持续提升电能替代项目的灵活互动能力和可再生 能源消纳水平。实施电能替代新增电力电量应优先通过可再生能源 电力满足，支持电能替代项目开展绿电交易、绿证交易，进一步提 高可再生能源消纳占比，推动电能替代项目参与分布式发电市场化 交易。鼓励电能替代项目通过负荷聚合商参与需求响应。 第三十条 实施电能替代新增电力电量在电网企业年度电力电 量节约指标完成情况考核中予以合理扣除。对于通过可再生能源满 足的电能替代电力电量，计入电网企业年度电力电量节约指标。 第三十一条 强化电能替代配套电网规划、建设、调度和运维 等，提高电能替代项目的供电保障能力，做好电能替代项目的供电 服务，保证电网安全。 第三十二条 鼓励社会资本积极参与电能替代项目投资、建设 和运营，探索多方共赢的市场化项目运作模式。 第六章 智能用电 第三十三条 本办法所称智能用电，是指通过信息通信技术与 用电技术的融合应用，推动用电技术进步、效率提升和组织变革， 创新优化用电管理模式，培育电能服务新业态，推动产业数字化转 型，提升电力需求侧管理智能化水平。 7 第三十四条 鼓励各地政府主管部门和企业积极推进电力需求 侧管理相关平台建设。推动电力需求侧管理相关平台与能源、经济、 气象、建筑等信息化平台互联互通。 第三十五条 鼓励建设新型建筑电力系统和建筑智能化运行管 理平台。推动工业、商业、居民家庭等领域用电基础设施和终端设 备的智能化改造，构建协作互联、安全可控的智能用电融合基础设 施。探索发展电力物联网，提升智能用电的网络化、协同化水平。 第三十六条 鼓励建设各级各类能源电力数据中心，整合电网 企业、电力用户、电力需求侧管理服务机构等的用电数据资源，逐 步实现多源异构用电数据的融合和汇聚。安全有序推进用电数据开 放共享，完善隐私保护。创新电力领域数据要素开发利用机制，支 持开展基于用电大数据的新型增值服务，打造数据应用生态。 第三十七条 创新探索智能用电新模式新业态，推进数字经济 与电力经济融合，培育电力经济新增长点。建立健全智能用电技术 体系、组织体系、监管体系、评价体系等。鼓励电力需求侧管理服 务机构创新智能用电服务内容和商业模式。支持多元化开发智能用 电应用场景，建设智能工厂、智能园区、智能楼宇、智能小区、智 能家居等，加强智能电网建设应用，支撑智慧