为引导电力用户降低高峰时段用电负荷，缓解电力供需矛盾，保障电力安全稳定供应，同时减少供应侧电源点建设投入，降低电力系统运营成本，根据国家发展改革委等六部委《关于深入推进供给侧结构性改革做好新形势下电力需求管理工作的通知》（发改运行规〔2017〕1690号）等有关文件要求，我局组织起草了《贵州省电力需求响应实施方案（征求意见稿）》，现向社会公开征求意见，请于2023年5月7日前书面正式反馈为谢。
附件：1.《贵州省电力需求响应实施方案（征求意见稿）》
2. 关于《贵州省电力需求响应实施方案》的起草说明
贵州省能源局
2023年4月7日
（联系人：张荣熙，邮箱：980808497@qq.com）
附件1
贵州省电力需求响应实施方案
（征求意见稿）
为积极应对当前电力供应紧张形势，促进电力供需平衡和电力系统安全稳定运行，根据《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）、国家发展改革委等六部委《关于深入推进供给侧结构性改革做好新形势下电力需求管理工作的通知》（发改运行规〔2017〕1690号）、《国家发展改革委关于做好2021年能源迎峰度夏工作的通知》（发改运行〔2021〕1058号），特制定本实施方案。
一、总体思路
以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻落实习近平总书记“四个革命、一个合作”能源安全新战略，进一步深化电力体制改革，遵循市场经济客观规律，积极运用经济杠杆，以日前邀约型需求响应起步，在条件成熟后逐步实现小时级和分钟级需求响应，研究建立贵州省市场化需求响应交易体系，通过市场化方式引导电力用户提高电能精细化管理水平，降低高峰时段用电负荷，提高低谷时段用电负荷，助推电力系统“削峰填谷”，促进源网荷储友好互动，力争电力需求响应交易规模占年度最大用电负荷的5%左右，缓解电力供需矛盾，促进非严重缺电情况下的电力供需平衡。
二、工作原则
（一）坚持市场导向。充分发挥市场配置资源的决定性作用，明确市场主体参与条件，制定需求响应规则，鼓励电力用户自主、自愿参与需求响应，由市场形成需求响应价格。
（二）坚持公平公正。坚持“谁响应、谁受益”的原则，在实施过程中相关市场成员严格执行相关法律政策和规则，对所有参与电力用户实现公平公正。
（三）坚持全网统一。按照“统一市场、统一机制、统一平台”的原则，建立贵州省市场化需求响应交易体系，实现全网资源优化配置。
三、市场构成
（一）市场成员
市场成员包括市场主体、市场运营机构和电网企业三类。
1.市场主体
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。电力用户分为市场化交易用户和非市场化交易用户，市场化交易用户分为批发用户和零售用户。批发用户直接参与市场化需求响应，零售用户可由已代理其中长期交易的售电公司作为负荷聚集商聚合参与市场化需求响应，也可直接参与。在同一月度内，交易用户仅能以批发用户或者零售用户身份参与市场化需求响应，不能在两个身份之间来回进行切换。
现阶段，暂由售电公司注册为负荷聚集商，聚合其零售用户的需求响应资源。市场化交易用户提出参与市场化需求响应时，售电公司原则上应受理。非市场化交易用户暂不参与需求响应。
2.市场运营机构
市场运营机构包括贵州电网公司电力调度控制中心和贵州电力交易中心（以下分别简称“调度中心”和“交易中心”）。
调度中心负责提出拟开展的需求响应规模、交易出清、安全校核；负责建设、运维职责范围相关技术支持系统。
交易中心负责需求响应市场主体的注册、申报和协议管理、评价考核、信息披露、出具结算依据；负责建设、运维职责范围相关技术支持系统。
3.电网企业
贵州电网有限责任公司开展基线负荷与测量负荷认定、需求响应交易结算，代收代付相关费用；配合开展需求响应评价。
（二）需求响应资源
需求响应资源包括工业生产、充电桩、制冷、制热等灵活调节资源。
需求响应资源经负荷聚集商聚合为虚拟电厂，以虚拟电厂为单元参与需求响应。各负荷聚集商分别按地区聚合用户侧可调节负荷、分布式电源等分类资源，形成独立虚拟电厂，实现电网能量交互。
（三）市场主体参与条件
1.参与对象
市场化交易用户直接或经负荷聚集商聚合参与交易（不含周边地区用户、低压用户和公线专变用户以及不符合国家产业政策的企业）。
2.技术条件
（1）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。
（2）需求响应资源须由电网企业安装小时计量表计，且将计量数据传送至电网企业。
（四）市场主体注册和变更
1.负荷聚集商的注册信息
负荷聚集商的基本信息：暂参照售电公司的注册要求制定，已注册售电公司不需要重复注册，仅根据需求要求补充相关信息即可。
负荷聚集商聚合的虚拟电厂基本信息：虚拟电厂根据需求响应资源的属性自动聚合建档，包括所聚合需求响应资源清单和需求响应资源的基本信息。
负荷聚集商聚合的虚拟电厂技术信息：所聚合需求响应资源的技术信息。虚拟电厂的最大响应能力不得大于聚合需求响应资源最大响应能力之和，最小响应能力不得小于聚合需求响应资源最小响应能力之和。
2.需求响应资源（或批发用户）的注册信息
需求响应资源（或批发用户）的基本信息：用户编号、用户名称、计量点编号、结算户号、电压等级、资源类型、所处地区等。
需求响应资源（或批发用户）的技术信息：最大响应能力、最小响应能力、最大响应时长、最小响应时长、可响应时段等。
（五）交易品种
按照对负荷曲线的影响，需求响应包括削峰类、填谷类两类；按照响应时序，可将其划分为邀约型、实时型两类。
根据贵州目前实际运行需要，初期优先开展邀约型削峰类需求响应交易品种，后期根据市场发展需要，逐步丰富交易品种。
四、组织实施
当省内电力供需形势偏紧，经评估需要开展需求响应交易时，由贵州电网有限公司向贵州省能源局提出开展需求响应交易申请，取得批复后按以下规定组织开展。
（一）负荷计算规则
基线负荷、测量负荷以小时平均功率计算，即小时电量/1h。单个需求响应资源的负荷，包含用电编号下所有参与市场化交易的计量点负荷。
（二）基线负荷制定
基线负荷指未实施需求响应和有序用电时电力用户的小时平均用电负荷，是判定需求响应执行效果的依据。根据计量自动化系统接收的注册用户时间和需求响应时间，划分时间区域，将样本日的日期类型划分为工作日和节假日（含周末)；如果是工作日，则从用户小时负荷数据中，取最近5个同为工作日且该日不存在需求响应和有序用电情况的用户小时负荷数据，作为计算样本数据。
如果是节假日（含周末)，则从用户小时负荷数据中，取最近3个同日期类型的且该日不存在需求响应和有序用电情况的用户小时负荷数据，作为计算样本数据。
计算每个用户以上样本日的小时平均负荷数据。剔除小时电量低于以上样本日均电量25%或高于样本日均电量200%的样本，剩余样本求取小时平均值得到基线负荷。基线负荷分别按虚拟电厂和单个需求响应资源计算，虚拟电厂基线负荷为参与响应日的需求响应资源组合中各资源基线负荷之和。
电网企业滚动计算单个需求响应资源的基线负荷，并于每日 10：30前推送基线负荷数据，由交易中心通过需求响应平台以私有信息方式向市场主体发布，对基线有异议在当日17:30前提出复议，若未收到反馈视为无异议。
（三）缺口评估
调度中心于D-2日14:00前根据全省统调负荷预测、黔电送粤初步计划等相关信息，测算响应日（D日）初步电力缺口，提出初步需求响应需求。原则上每天需求响应总时长不超过4小时。
（四）需求发布
D-2日 15:00前，交易中心经需求响应平台向市场主体发布响应日（D 日）需求响应信息，具体包括需求容量、需求时段（以整点作为起止时间）等。
（五）市场申报
竞价日（D-1日）12:00 前，市场主体以虚拟电厂为交易单元在需求响应平台提交申报信息，签订交易协议。以电网企业D-2日发布的基线作为用户当次需求响应评价基线，一个连续需求段内所申报的需求响应容量和价格须唯一，需求响应资源的组合须相同。申报的数据必须在注册信息范围内，超出范围申报无效。
市场主体申报信息包括：
1.参与响应日的需求响应资源组合。
2.响应容量。负荷聚集商响应容量为组合中各需求响应资源的响应容量之和，单位为万千瓦。响应容量应不小于0.1万千瓦,且不小于参与资源最小响应能力之和、不大于参与资源最大响应能力之和。负荷聚集商需同时申报代理电力用户的可响应容量，作为需求响应零售侧结算参考。
3.响应时段。
4.最大/最小响应时长。（响应时长不低于1 小时）
5.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。
6.已在电网企业办理暂停的市场主体不能进行申报。
（六）交易出清
D-1日15:00前，调度中心根据市场主体申报价格、邀约确认情况等，按照既定的市场出清规则、实际响应需求（根据负荷缺口情况，按照报价从低到高采取边际出清确定市场主体及其响应容量，如存在报价相同的多个市场主体，以申报时间优先确定中标单位，且以全容量中标），确定出清市场主体，并将出清结果传递至交易中心，由交易中心通知市场主体。调度中心负责对出清结果进行安全校核。
（七）竞价结果发布
D-1日17:00前交易中心发布需求响应交易成交结果通知书，明确用户编号、参与响应的补偿价格、响应时段和可响应负荷能力，响应提前通知时间和方式等信息，并通知相关市场主体参与需求响应。负荷聚集商将结果告知其代理的用户。
根据需求响应中标响应容量及次日剩余缺口情况据实安排有序用电计划，由调度中心根据需求响应及有序用电安排修正D日负荷预测并用于发电计划编制。
（八）需求响应的执行
需求响应执行日（D日）市场主体按中标结果执行需求响应。
五、评价考核
（一）响应评价
市场主体的需求响应评价考核按虚拟电厂和批发用户为单元开展。需求响应执行后,电网企业D+2日9:00点前提供响应日基线负荷和实际测量负荷，交易中心D+3日评价需求响应执行效果。
实际响应容量由基线负荷与实际测量负荷之差确定，按小时计算，具体计算公式如下：
实际响应容量=D-2日发布的基线负荷－实际测量负荷
若该小时实际响应容量大于等于中标响应容量的 R1 （50%，参数可动态调节，下同）且小于R2（70%）,该小时实际响应容量的N（60%）计入有效响应容量；若该小时实际响应容量大于等于中标响应容量的R2（70%）且小于等于 R3（120%），该小时实际响应容量全部计入有效响应容量；若该小时实际响应容量大于中标响应容量的R3（120%），该小时有效响应容量计为中标响应容量的R3（120%）。对于实际响应容量未达到中标响应容量的R1（50%），视为无效响应。
需求响应资源的响应评价方法与虚拟电厂一致，作为需求响应零售侧合同结算的参考。零售电力用户按照负荷聚集商代理其申报容量和出清价格进行响应评价。
（二）考核方式
当实际响应容量未达到中标响应容量的R1（50%）时，对中标虚拟电厂和批发用户的无效响应容量进行考核，考核费用按小时计算，具体计算公式如下：
各小时考核费用=（中标响应容量×R1—实际响应容量）×出清价格×M（0.5）
其中，M为惩罚因子，并视市场运行情况调整。考核费用日清月结。
零售电力用户按照负荷聚集商代理其申报容量和出清价格进行考核，作为其与虚拟电厂之间调用收益分成使用。
（三）执行结果披露和申诉
D+4日，交易中心向市场主体披露响应日的有效响应容量。月度结算前，市场主体对需求响应结果存在异议，可在收到结算单后1个工作日内向交易中心或属地供电局提出申诉。
用户申诉内容涉及基线负荷、测量负荷范畴的，收到申诉的单位负责将相关资料移交计量中心，计量中心会同属地供电局核查情况，对确认差错需要重新推送结算的数据，按日重新计算后并入当月结算依据。用户申诉内容涉及出清结果的，收到申述的单位将相关资料移交调度中心，由调度中心进行核实处理。用户申诉内容涉及需求响应调用费用计算的，收到申述的单位将相关资料移交交易中心，由交易中心进行核实处理。
六、结算
需求响应结算采用日清月结的方式，每月8日前完成结算。需求响应中标并提供有效响应容量的市场主体，按小时计算调用收益，具体计算公式如下：
负荷聚集商的调用收益=∑各虚拟电厂的调用收益=∑各虚拟电厂有效响应容量×响应价格×响应时间-考核费用
批发用户的调用收益=∑各电力用户有效响应容量×响应价格×响应时间-考核费用
需求响应总调用收益=∑负荷聚集商的调用收益+∑批发用户的调用收益。虚拟电厂与零售电力用户之间先进行调用收益（含考核费用）的缩放处理，再按零售合同约定的分成比例计算调用收益分成。
七、资金来源
现阶段，市场用户的月度需求响应补助资金由全体参与市场化交易的电力用户共同承担，按月度实际交易电量进行分摊。度电分摊价格上限为0.5分/千瓦时，超出上限时，按度电分摊价格上限执行。即按0.5分/千瓦时乘以月度实际交易电量得到月度实际需求响应补助资金，并按其与月度需求响应补助资金原总额的比值，等比例调减各市场用户的需求响应补助资金。
八、有关衔接
（一）与有序用电的衔接
1.与日前有序用电的衔接
当日前出清的需求响应量仍不满足系统安全需要时，电网企业按照省政府主管部门下达的有序用电方案，结合系统供应能力计算响应日各地区有序用电计划，扣除该地区符合条件的需求响应中标资源容量后，形成响应日各地区有序用电正式计划并下发各地市供电局执行。
2.与实时有序用电的衔接
当实际需求响应执行不到位时，电网企业按照地区政府主管部门印发的有序用电方案执行。
（二）与中长期电力市场的衔接
交易中心参照《贵州电力中长期交易规则》，对提供有效响应容量的批发用户、注册为负荷聚集商的售电公司，计算用户当月偏差考核电量后扣减有效响应容量作为用户最终的偏差考核电量。
（三）与交易电费结算的衔接
月度市场化交易用户需求响应补助资金分摊费用，作为用户市场化交易电费的组成部分在交易结算依据中单列，月清月结。
九、组织保障
（一）强化组织领导。建立沟通协调机制，由省能源局会同有关单位定期研究电力需求响应市场化交易组织和实施等工作，及时协调工作推进过程中存在的问题和困难，推动需求响应顺利开展。
（二）加大宣传力度。贵州电力交易中心提前开展相关市场主体的宣传工作，通过南网在线微信公众号、南网在线 APP、贵州电力交易中心网站和微信公众号宣传电力需求响应政策，广泛发动市场主体参与。电力用户也可拨打95598和电力交易中心公共热线电话进行咨询。
（三）积极组织开展需求响应。组织开展需求响应规则与业务培训，帮助供电局、电力用户、售电公司更为熟悉交易规则和流程。积极组织开展需求响应，广泛发动市场主体积极参与需求响应。
附件2
关于《贵州省电力需求响应实施方案》的
起草说明
为引导电力用户降低高峰时段用电负荷，增加低谷时段用电负荷，助推电力系统“削峰填谷”，改善负荷曲线，通过市场化方式缓解电力供需矛盾，保障电力安全稳定供应，同时减少供应侧电源点建设投入，降低电力系统运营成本，根据国家有关要求，我们组织起草了《贵州省电力需求响应实施方案》（以下简称《方案》）。
一、起草背景
（一）国家政策要求
1.《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）中重点任务的第17条明确，政府有关部门要按照市场化的方向，从需求侧和供应侧两方面入手，搞好电力电量平衡。
2.《关于深入推进供给侧结构性改革做好新形势下电力需求管理工作的通知》（发改运行规〔2017〕1690号）文件要求，电力需求侧管理是供给侧结构性改革的重要内容，电力的需求侧即是用户的供给侧，做好电力需求侧管理工作，有利于提升企业效率、降低实体经济企业成本。附件《电力需求侧管理办法》明确各地应扩大需求响应试点范围，结合电力市场建设的推进，推动将需求响应资源纳入电力市场；支持、激励各类电力市场参与开发和利用需求响应资源，提供有偿调峰、调频等服务，逐步形成占年度最大用电负荷3%左右的需求侧机动调峰能力，保障非严重缺电情况下的电力供需平衡。
3.《国家发展改革委关于做好2021年能源迎峰度夏工作的通知》（发改运行〔2021〕1058号）文件明确，提升市场化需求侧调峰能力，充分发挥电能服务商、负荷集成商、售电公司等市场主体资源整合优势，引导和激励电力用户挖掘调峰资源，参与系统调峰，形成占年度最大用电负荷3%左右的需求响应能力。
4.近日，国家发展改革委在对我省迎峰度夏电力保供方案复函中明确要求，充分挖掘可调节负荷资源潜力，完善需求响应价格补偿机制，拓展需求响应资金来源，引导各类市场主体主动参与电力需求响应，以市场化方式降低高峰时段负荷需求，迎峰度夏前需求响应规模应达到本地最大用电负荷的5%，出现电力缺口时优先采取需求响应措施进行应对。
（二）我省现实需要
从季节看，我省最大用电负荷一般发生在迎峰度冬期间，即前一年12月份至次年的2月份，且发生时间不到一半，其余时期均不高。2022年迎峰度冬期间还原负荷管理后最大用电负荷约2800万千瓦，其余时期的最大用电负荷在2200万千瓦以下。
从每日看，我省最大用电负荷一般发生在上午10:00-12:00时和下午17:00-20:00时，其余时段均不大，最小甚至降到接近一半。2022年迎峰度冬实施负荷管理前一日（12月7日）最大负荷2672万千瓦，最小负荷1490万千瓦，负荷峰谷差1182万千瓦。
从供应看，迎峰度冬期间，我省火电最大发电能力2000万千瓦，水电1000万千瓦，新能源晚高峰不足50万千瓦，全省最大发电能力3050万千瓦，即使外送按最小安全电力200万千瓦送电，省内可用电力仅2850万千瓦。2023年迎峰度冬期间预计省内最大用电负荷接近3000万千瓦，届时将有150万千瓦电力缺口。而且，如为了满足一年8760小时中迎峰度冬高峰时段225小时的电力需求，需新增投产2座132万千瓦火电厂，增加电力系统建设成本100亿元以上。另外，新增火电装机后，将摊薄现有火电机组发电利用小时数，进一步降低发电厂效益。
为有效降低省内最大用电负荷，亟需通过市场化方式引导电力用户在高峰时段降低用电需求，促进电力电量平衡，保障全省电力安全稳定供应。
二、制定依据
（一）《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）
（二）《关于深入推进供给侧结构性改革做好新形势下电力需求管理工作的通知》（发改运行规〔2017〕1690号）
（三）《国家发展改革委关于做好2021年能源迎峰度夏工作的通知》（发改运行〔2021〕1058号）
三、必要性和可行性
（一）必要性
根据前面测算，2023年迎峰度冬期间我省可能存在150万千瓦电力缺口，如不采取市场化的引导措施，届时将被迫启动负荷管理行政手段，不仅在舆论上出现较大负面影响，而且影响全省经济平稳运行大局。为缓解当前的电力供需矛盾，促进电力供需平衡和电力系统安全稳定运行，积极运用经济杠杆，通过市场化方式引导电力用户提高电能精细化管理水平，降低高峰时段用电负荷，提高低谷时段用电负荷，助推电力系统“削峰填谷”，促进源网荷储友好互动，促进非严重缺电情况下的电力供需平衡，亟需建立贵州市场化需求响应交易体系。
（二）可行性
按照国家最新的要求，以及从其他省份的经验来看，需求侧管理负荷一般占省内最大用电负荷的5%。预计2023年全省最大负荷2900万千瓦，如采取需求侧管理措施，将降低迎峰度冬期间高峰时段用电负荷145万千瓦。再从火电挖点潜力，迎峰度冬电力供应可做到紧平衡。
四、起草过程
结合国家相关办法、规程，我们从2023年初开始组织起草《方案》初稿，经反复讨论形成了征求意见稿。
3月14日，发函征求省发展改革委、省电网公司、有关发电企业、有关售电公司、有关市场用户等单位意见，共收到31条建议，其中，采纳4条；未采纳3条；无意见24条，具体情况见附件。
4月7日，在省能源局网站发布《方案》（征求意见稿）公开征求意见的公告，公示期为4月7日至5月7日。公示期间未收到反馈意见。
五、《方案》框架结构和主要内容
《方案》分为总体思路、工作原则、市场构成、组织实施、考核评价、结算、资金来源、有关衔接和组织保障等9个部分，具体为：
第一部分：总体思路。建立贵州省市场化需求响应交易体系的指导思想，遵循市场经济客观规律，进一步深化电力体制改革，发挥市场在资源配置中的决定性作用，促进源网荷储友好互动，加快构建以新能源为主体的新型电力系统。
第二部分：工作原则。坚持市场导向，公平公正，全网统一等3个基本原则。
第三部分：市场构成。一是明确电力用户和负荷聚集商为市场主体。电力用户分为批发用户和零售用户，批发用户直接参与市场化需求响应，零售用户需由负荷聚集商聚合参与市场化需求响应。二是明确电力调度控制中心和电力交易中心为市场运营机构。电力调度控制中心负责提出需求响应规模、交易出清、安全校核，以及相关技术支持系统的建设和运维；电力交易中心负责市场主体的注册、申报和协议管理、交易出清、评价考核、信息披露、出具结算依据，以及相关技术支持系统的建设和运维。三是明确电网企业为市场成员之一。负责开展基线负荷认定、需求响应交易结算，代收代付相关费用，配合开展需求响应评价。四是明确交易品种。需求响应包括削峰和填谷两类，按照响应时序划分为邀约型、实时型两类，初期优先开展邀约型削峰类需求响应交易品种，后期根据市场发展需要，逐步丰富交易品种。
第四部分：组织实施。一是明确启动条件。当省内电力供需形势偏紧，经评估需要开展需求响应交易时，由贵州电网有限公司向省级电力运行主管部门提出开展需求响应交易申请，取得同意后方可组织开展。二是明确计算规则和制定基线负荷。基线负荷、测量负荷以小时平均功率计算。基线负荷指未实施需求响应和有序用电时电力用户的小时平均用电负荷，是判定需求响应执行效果的依据，分为工作日和节假日（含周末）2个样本日。三是缺口评估。电力调度控制中心于D-2日14:00时前确定响应日（D日）存在电力缺口的时段和响应需求，原则上每天需求响应总时长不超过4小时。四是需求发布。电力交易中心经交易系统于D-2日15:00时前发布响应日（D日）需求响应信息。五是市场主体申报。（D-1日）12:00时前，市场主体通过需求响应平台提交申报信息，签订交易协议。六是交易出清。（D-1日）15:00时前，调度中心根据申报价格、邀约确认情况，按照报价从低到高采取边际出清确定市场主体及其响应容量，并将出清结果传递至交易中心，并负责对出清结果进行安全校核。七是竞价结果发布。（D-1日）17:00时前，电力交易中心发布需求响应交易成交结果通知书，并通知中标的市场主体参与需求响应。调度中心根据需求响应及有序用电安排修正D日负荷预测并用于发电计划编制。
第五部分：评价考核。一是响应评价。需求响应执行后,电网企业D+2日9:00点前提供响应日基线负荷和实际测量负荷，交易中心D+3日评价需求响应执行效果。具体公式为：实际响应容量=D-2日发布的基线负荷－实际测量负荷。二是响应考核。当实际响应容量未达到中标响应容量的R1（50%）时，对中标虚拟电厂和批发用户的无效响应容量进行考核，考核费用按小时计算。三是执行结果披露和申诉。D+4日，交易中心向市场主体披露响应日的有效响应容量。月度结算前，市场主体对需求响应结果存在异议，可在收到结算单后1个工作日内向交易中心或属地供电局提出申诉。
第六部分：结算。需求响应结算采用日清月结的方式，每月8日前完成结算。需求响应中标并提供有效响应容量的市场主体，按小时计算调用收益。
第七部分：资金来源。需求响应补助资金由全体参与市场化交易的电力用户共同承担，按月度实际交易电量进行分摊。度电分摊价格上限为0.5分/千瓦时，超出上限时，按度电分摊价格上限执行。
第八部分：有关衔接。需求侧响应与有序用电、中长期电力市场交易、交易电费结算之间的衔接关系。
第九部分：组织保障。从加强组织领导、加大力度宣传和积极组织开展等3个方面广泛发动市场主体参与需求响应，推动需求侧响应工作顺利开展。
贵公网安备 52010302001585号