电力需求侧管理办法（修订版） 第一章 总则 第一条 为深入推进供给侧结构性改革，推动能源革命和全社会节能减排，促进电力经济绿色发展和生态文明建设，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》等法律法规和文件规定，制定本办法。 第二条 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、可行的技术和管理措施，优化配置电力资源，在用电环节制止浪费、降低电耗、移峰填谷、促进可再生能源电力消费、减少污染物和温室气体排放，实现节约用电、环保用电、绿色用电、智能用电、有序用电。 第三条 国家发展改革委负责全国电力需求侧管理工作，县级以上人民政府经济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、各地区县级以上人民政府有关部门在各自职责范围内开展和参与电力需求侧管理。 第四条 电力生产供应和消费应贯彻节约优先、绿色低碳的国家能源发展战略，在增加电力供应时，统筹考虑并优先采取电 力需求侧管理措施。政府主管部门应推动供用电技术改进，优化用电方式，开展电能替代，消纳可再生能源，提高能源效率。 第五条 电网企业、电能服务机构、售电企业、电力用户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。 第二章 节约用电 第六条 本办法所称节约用电，是指加强全社会用电管理， 综合采取合理、可行的技术和管理措施，在用电环节制止浪费、降低电耗、实现电力电量节约，促进节能减排和经济社会健康发展。 第七条 实施电网企业电力需求侧管理目标责任考核评价制度，政府主管部门制定和下达本级电网企业年度电力电量节约指标，组织开展年度指标完成情况考核；当年电力、电量节约指标原则上不低于电网企业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。社会资本投资的增量配电网经营企业暂不参与考核，但应当主动采取措施实施电力需求侧管理，每年年底前将经营区域内电力电量节约量和工作措施上报省级经济运行主管部门。 第八条 电网企业应推广使用节能先进技术，采用节能输变电设备，采取技术措施减少供电半径，增强无功补偿，加强无功管理，稳步降低线损率。 第九条 鼓励推进工业、建筑等领域电力需求侧管理，组织开展产业园区、工业企业、综合商务区等功能区电力需求侧管理示范，建立和完善第三方评价机制，开发和传播典型案例，引领和促进工业、建筑领域节电、降耗、提效，提升可持续发展能力。 第十条 鼓励电能服务机构、售电企业提供合同能源管理、综合节能和用电咨询等服务，帮助用户节约电力电量，提高生产运行效率。 第十一条 政府主管部门应组织开展能效电厂项目示范，制定和发布电力需求侧管理技术推广目录，引导电力用户加快实施能效电厂项目，采用节电新技术。 第十二条 政府主管部门支持发展电能服务产业，推动建立电力需求侧管理服务机构体系；支持电力需求侧管理指导中心、行业协会、电能服务公司、产业联盟等机构创新服务内容和模式， 提供节电咨询、设计、工程、评估、检测、核证、培训、标准制定、电子商务等服务；鼓励电能服务公司等向售电企业转型。 第三章 环保用电 第十三条 本办法所称环保用电，是指充分发挥电能清洁环保、安全便捷等优势，在需求侧实施电能替代燃煤、燃油、薪柴等，促进能源消费结构优化和清洁化发展，支持大气污染治理。 第十四条 政府主管部门应支持开展环保用电，推动在需求侧合理实施电能替代，促进大气污染治理，扩大电力消费市场， 拓展新的经济增长点。 第十五条 综合考虑电力市场建设、技术经济性、节能环保效益等因素，因地制宜、有序推进各领域电能替代，重点推进京津冀等大气污染严重地区的“煤改电”工作以及北方地区的电供暖工作。实施电能替代新增电力电量需求应优先通过可再生能源电力满足，并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新增电力电量，计入电网企业年度节约电力电量指标。 第十六条 鼓励电力用户采用地源、水源、空气源热泵、电蓄热、电蓄冷、储能等成熟的电能替代技术，支持开展电能替代新技术示范、区域示范、产业园区示范。 第十七条 电网企业应加强电能替代配套电网建设，推进电网升级改造，提高环保用电的供电保障能力，做好环保用电的供电服务。 第十八条 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。 第四章 绿色用电 第十九条 本办法所称绿色用电，是指绿色电力消费与生产的协同互动，从需求侧促进可再生能源电力的有效消纳利用，推进能源绿色转型与温室气体减排。 第二十条 支持和推动绿色用电，探索绿色电力消费与生产的协同互动，引导电力用户优化用电方式，从需求侧促进可再生能源电力的有效消纳利用。 第二十一条 选择需求响应资源条件较好、可再生能源富集的地区，因地制宜开展需求响应促进可再生能源电力消纳试点，以互联网技术为支撑，探索、推广多方共赢的需求响应与可再生能源电力消纳协同模式。 第二十二条 支持电网企业会同电力用户探索建设大规模源网荷友好互动系统，有效平抑可再生能源带来的波动，提升电网“源”“荷”互补能力，助力可再生能源大规模替代化石能源。 第二十三条 改善电力运行调节，将需求响应资源统筹纳入电力运行调度，提高电网的灵活性，为可再生能源电力的消纳创造条件。 第二十四条 探索建立需求响应与可再生能源电力消纳协调互动的经济激励机制，对需求响应参与方给予经济补偿，鼓励可再生能源发电企业通过灵活的电价机制引导需求响应用户购买可再生能源电力。 第五章 智能用电 第二十五条 本办法所称智能用电，是指通过信息和通信技术与用电技术的融合，推动用电技术进步、效率提升和组织变革，创新用电管理模式，培育电能服务新业态，提升电力需求侧管理智能化水平。 第二十六条 政府主管部门和企业应推进电力需求侧管理平台建设，完善平台主站、子站的互联互通、信息交互和共享、用电在线监测、数据统计分析、用电决策支持、需求响应与有序用电等功能，引导、鼓励电力用户和各类市场主体建设需求侧管理信息化系统并接入国家电力需求侧管理平台，积极推动与公共建筑能耗监管平台的互联互通及数据共享，为实施智能用电提供多方位的技术支撑，电网企业应定期向政府报送电力需求侧管理平台所需电力运行数据。 第二十七条 支持在产业园区、大型公共建筑、居民小区等集中用电区域开展“互联网+”智能用电示范，探索“互联网+” 智能用电技术模式和组织模式，推进需求响应资源、储能资源、分布式可再生能源电力以及新能源微电网的综合开发利用，推广智能小区/楼宇/家庭、智慧园区试点，引导全社会采用智能用电设备。 第二十八条 鼓励电能服务公司、充换电设施运营商等创新智能用电服务内容和模式，探索开展电能云服务、电动汽车智 能充换电服务，为电力用户提供智能化、个性化的用电与节电服务。鼓励电力用户主动参与和实施智能需求响应。 第二十九条 推动建设用电大数据中心，拓展用电大数据采集范围，整合电网企业、电力用户、电能服务公司等的用电数据资源，逐步实现用电数据的集成和安全共享，为电力经济运行分析、用电和节电决策等提供充足、及时、准确的数据支持。鼓励基于用电大数据的创新创业，支持开展基于用电大数据的新型增值服务。 第六章 有序用电 第三十条 本办法所称有序用电，是指在电力供应不足、突发事件等情况下，通过行政措施、经济手段、技术方法，依法控制部分用电需求，维护供用电秩序平稳的管理工作。 第三十一条 政府主管部门应将居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电纳入优先购电权计划，建立优先购电用户目录，并根据保障需要，对目录用户进行甄别和完善，动态调整。 第三十二条 各地应扩大需求响应试点实施范围，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方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。 第三十三条 政府主管部门应引导、激励电力用户优化用电方式，采用具备需求响应的用电设备，充分利用需求响应资源， 主动参与实施电力需求响应。 第三十四条 电网企业应通过电力负荷管理系统开展负荷监测和控制，负荷监测能力达到经营区域内最大用电负荷的 70% 以上，负荷控制能力达到经营区域内最大用电负荷的 10%以上， 100 千伏安及以上用户全部纳入负荷管理范围，重点用能单位应将用电数据接入国家电力需求侧管理平台和国家重点用能单位能耗在线监测系统等平台。 第三十五条 政府主管部门应完善电力应急保障机制，精细化开展有序用电工作，组织制定有序用电方案，进行必要演练， 增强操作能力。依法依规实施有序用电，保障优先购电权计划落实。 第三十六条 在面临重大自然灾害和突发事件时，省级以上人民政府依法宣布进入应急状态或紧急状态，用电执行有序用电方案。 第七章 保障措施 第三十七条 政府主管部门应健全和完善电力需求侧管理法制规制综合保障体系，及时将电力需求侧管理相关措施纳入相关法律法规或专门制定电力需求侧管理有关规章。 第三十八条 政府主管部门应将电力需求侧管理综合纳入国家和地方电力发展相关规划，确保实现对电力需求侧管理资源的优先开发利用。 第三十九条 政府主管部门应依法组织制定、修订电力需求侧管理相关国家标准、地方标准、行业标准，鼓励企业和有关单位制定电力需求侧管理企业标准、社团标准。 第四十条 各级经济运行主管部门每年制定能力建设（培训）工作方案，充分发挥国家电力需求侧管理平台在宣传培训、技术推广、案例分析、成果展示等方面的作用，并通过考核和激励手段促进各类电力需求侧管理专业从业人员加强培训。 第四十一条 各级价格主管部门应推动完善峰谷电价、尖峰电价、差别电价、惩罚性电价、居民阶梯电价，加大激励力度， 扩大实施范围。探索试行、推广高可靠性电价、可中断负荷电价等电价政策，引导和激励电力用户参与电力需求侧管理。 第四十二条 地方政府可以设立电力需求侧管理专项资金，资金可来源于电价外附加征收的差别电价收入、其他财政预算安排等；资金用途可包括：电力需求侧管理平台、公共建筑能耗监测平台等建设和运维，示范项目补贴和示范企业奖励，需求响应补贴，以及宣传、培训、评估等。中央和地方节能减排类财政资金可用于开展电力需求侧管理工作。 第四十三条 鼓励金融机构创新管理模式和产品，为电力需求侧管理项目提供信贷、担保、抵押、融资租赁、保理、资产 证券化等金融服务。支持符合条件的电能服务公司上市融资和发行绿色债券。探索创新投融资机制，引导社会资本进入电力需求侧管理领域。 第四十四条 电网企业开展电力需求侧管理工作的合理支出，可计入供电成本。 第四十五条 支持建立电能服务技术、产业联盟，鼓励联盟成员开展合作。支持专业服务机构等依托互联网等载体，开展线上线下培训和宣传，壮大电力需求侧管理专业人才队伍，提高全民节电意识和知识水平。加强用电和节电统计分析，完善电力需求侧管理实施绩效评估方法。 第四十六条 多方位加强电力需求侧管理国际合作，拓展国际融资渠道，引入适用的方法、技术、分析和评估工具，创新市场机制和商业模式，参与需求响应等相关国际标准的制定工作。 第八章 附则 第四十七条 各省级经济运行主管部门可会同有关部门结合本省、自治区、直辖市实际情况，制定、修订实施细则。 第四十八条 本办法自发布之日起施行，有效期 5 年。2011 年 1 月 1 日起实施的《电力需求侧管理办法》即行废止。
# 安徽省电力需求响应实施方案（试行） 为贯彻落实国家“碳达峰、碳中和”战略目标，构建以新能源为主体的新型电力系统，进一步优化电力资源配置，促进可再生能源消纳，缓解电网运行压力，顺利实现全省电力迎峰度夏（冬），根据国家《电力需求侧管理办法（修订版）》（发改运行规〔2017〕1690 号）、《安徽省电力需求侧管理实施细则 （修订版）》（皖发改能源规〔2021〕3 号）及《安徽省发展改革委安徽省能源局关于工商业用户试行季节性尖峰电价和需求响应补偿电价的通知》（皖发改价格〔2021〕519 号）等文件要求，结合我省实际，制定本方案。 一、总体要求 电力需求响应是指电力用户根据价格信号或激励机制，主动改变其固有的习惯用电模式，减少（增加）用电，从而促进电力供需平衡、保障电网稳定运行的行为。根据响应通知时间， 电力需求响应分为约时需求响应和实时需求响应；根据电网运行需要，电力需求响应分为削峰需求响应和填谷需求响应。 按照“安全可靠、自愿参与、公平公正”和“需求响应优先、有序用电保底”的原则，在全省范围内开展电力需求响应工作， 运用市场机制和价格杠杆，广泛发动各类市场主体参与需求响应，逐步形成全省最大用电负荷 5%左右的需求响应能力，引 导用户提高电能管理水平，缓解电网供需矛盾，提升电网运行效率，促进可再生能源消纳，推动源网荷储友好互动。同时， 为进一步增强电网应急调节能力，鼓励用户构建需求响应资源库，建立需求响应备用容量，其可调节负荷资源全年处于备用响应状态，具备随时启动响应条件。 二、参与主体 ## （一）电力用户 1. 具有省内独立电力营销户号，其中工商业用户具备一般纳税人资格。 2. 相关用电设备已实现电能在线监测，并接入安徽省电力需求侧管理平台（智慧能源综合服务平台，以下简称“省级平台”）。 3. 响应能力大于等于 1000 千瓦的单个工业用户、响应能 力大于等于 200 千瓦的单个商业用户可独立参与，或通过负荷聚合商代理参与；低于上述响应能力的用户，需通过负荷聚合商代理参与。单个电力用户只能由一家负荷聚合商代理。 4. 居民用户原则上只参与实时需求响应，应具备智能家居系统或空调（家庭制冷/取暖设备）远程控制系统，且需要通过负荷聚合商与省级平台实现对接。 5. 鼓励党政机关等公共机构及拥有储能设施、电动汽车充电设施的用户通过负荷聚合商代理参与需求响应。 ## （二）负荷聚合商 1. 具备一般纳税人资格，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。 2. 自建电力能效监测相关系统，对代理的电力用户具有负荷监测手段和调控能力，并将相关数据接入省级平台。 3. 单个负荷聚合商的响应能力原则上不低于 5000 千瓦。 4. 负荷聚合商视为单个用户参与需求响应，其聚合的电力用户均需满足上述对电力用户的要求。 三、参与方式 ## （一）用户申请 每年迎峰度夏和迎峰度冬前，符合申请条件的参与主体可分别于 4 月 1 日至 4 月 30 日、10 月 1 日至 10 月 31 日，通过省级平台进行网上申请，填写需求响应（备用容量）申请并上传相关资料。 ## （二）申请确认 省电力公司组织营销服务中心、各市供电公司对所有申请参与需求响应的主体进行申请确认，确认需求响应（备用容量） 能力，并将通过申请确认的参与主体、需求响应（备用容量） 能力等情况报备省能源局、各市电力运行主管部门。 ## （三）协议签订 省级平台对通过申请确认的参与主体进行公示，公示期 1 周。公示结束无异议后，各市供电公司组织参与主体签订需求响应合作协议（见附件 1），其中，负荷聚合商需同时提供与 代理用户签订的需求响应代理协议（见附件 2）和承诺书（见附件 3）。协议约定的响应总量应达到当年预计响应负荷的 150%，作为需求响应能力储备。 四、实施流程 ## （一）响应启动 1. 削峰需求响应启动条件 （1） 电网备用容量不足或局部负荷过载； （2） 其他不确定性因素造成的电力供需不平衡。 ## 2. 填谷需求响应启动条件 当用电负荷水平较低，电网调差能力不能适应峰谷差及可再生能源波动性、间歇性影响，难以保证电网安全稳定运行时， 可启动填谷需求响应。 ## （二）响应邀约 削峰需求响应执行约时或实时需求响应，填谷需求响应执行约时需求响应。 ## 1. 约时需求响应 省电力公司于需求响应执行前一天（日前响应）、执行前6 小时（小时级响应），通过平台公告、短信、电话等方式向参与主体发出响应邀约，告知响应范围、需求量、时段及邀约截止时间等信息；参与主体于邀约截止时间前，通过省级平台反馈响应量；省电力公司按照“应约时间早的用户优先、应约响应量大的用户优先”的原则，并适当兼顾公平，确定参与主 体和应约响应量，直至达到响应需求量。 ## 2. 实时需求响应 在电网紧急情况下，省电力公司于需求响应执行前 30 分钟（分钟级响应），通过省级平台向参与主体下发调节指令，告知响应范围、需求量、时段等信息，并通过省级平台自动完成响应能力确认；或于执行前 1 分钟（秒级响应），通过省级平台向参与主体直接下发控制指令。参与实时需求响应的用电设备应具备可快速中断或可远程中断的特性。 ## （三）响应执行 1. 约时需求响应 参与主体在收到省电力公司发出的响应执行信息后，按照约定在响应日的响应时段自行调整用电负荷完成响应。省电力公司对参与主体的响应过程进行监测，可根据电力供需实际情况，直接启动实时需求响应，确保电力供需平衡。 ## 2. 实时需求响应 对分钟级响应，参与主体利用需求响应终端与自有电力能效监测相关系统的联动策略，于 30 分钟内自动完成负荷调节； 对秒级响应，省电力公司通过省级平台自动完成对参与主体的负荷控制。 ## （四）响应中止 省电力公司在响应结束后发出响应解除通知，参与主体在收到响应解除通知后自行调整用电负荷。省电力公司根据电力 供需实际情况，可提前中止约时需求响应执行，但应于原定响应时段开始 1 小时前向参与主体送达取消执行指令，否则默认执行。 五、效果评估 ## （一）需求响应效果评估 1. 基线计算 工作日基线：约时需求响应选择邀约日前最近的 5 个正常工作日所对应响应时段的负荷曲线作为基线；实时需求响应选择需求响应执行前 2 小时的负荷曲线作为基线。 非工作日（国家法定节假日除外）基线：约时需求响应选择邀约日前最近的 2 个非工作日所对应响应时段的负荷曲线 作为基线；实时需求响应选择需求响应执行前 2 小时的负荷曲线作为基线。节假日响应原则上选取可类比用电日对应响应时段的负荷曲线作为基线。 基线中出现的最大负荷称为基线最大负荷，出现的最小负荷称为基线最小负荷，根据基线计算出的算术平均负荷称为基线平均负荷。负荷聚合商的基线，以其聚合的全部用户的基线合计得出。 ## 2. 评估标准 省电力公司以省级平台采集的用户关口负荷数据为基础计算响应效果。实际响应负荷为基线平均负荷与响应时段平均负荷差值的绝对值。负荷响应率为实际响应负荷占应约响应量 的百分比。 参与主体在响应执行过程中应同时满足以下条件则视为有效响应，否则视为无效响应： （1） 对于削峰需求响应，响应时段最大负荷低于基线最大负荷；对于填谷需求响应，响应时段最小负荷高于基线最小负荷； （2） 对于削峰需求响应，响应时段平均负荷低于基线平均负荷，负荷响应率大于等于 80%；对于填谷需求响应，响应时段平均负荷高于基线平均负荷，负荷响应率大于等于80%； （3） 单次需求响应持续时长不低于 1 小时。 负荷响应率在 80%-120%之间，按照实际响应负荷给予补偿；负荷响应率大于 120%，按照应约响应量的 120%给予补偿；负荷响应率小于 80%，不给予补偿。对负荷响应率年内 2 次以上未达到 80%的参与主体，取消其本年度参与资格；对年内 3 次以上不参与应约的参与主体，取消其本年度和次年度参与资格，纳入有序用电实施范围。 ## （二）备用容量效果评估 1. 技术条件 需求响应备用容量分为约时备用容量和实时备用容量。其中，申报约时备用容量的参与主体，应将其关口和用电设备相关数据接入省级平台，确保上传的监测数据及时、准确、完整， 稳定保持在线，并严格履约执行响应；申报实时备用容量的参与主体，应将其关口和用电设备相关数据接入省级平台，具备接收省级平台调控指令并按指令自动完成负荷调节或控制的能力。相关技术规范由省电力公司另行制定。 参与主体在加强需求响应备用容量建设及参与需求响应的过程中，应根据自身生产工艺和设备情况选择合适的可调节负荷参与备用容量和需求响应，不得影响企业安全生产，不得包含可能危及人身、设备安全以及可能造成经济损失的负荷。 ## 2. 评估标准 省电力公司对已签订协议的备用容量纳入需求响应资源库进行管理，根据迎峰度夏、迎峰度冬不同时段的情况，按月持续监测参与主体的备用容量状态，以确保其随时可调用。备用容量按照协议中约定的备用容量数值计算，应同时满足以下条件则视为有效容量，否则视为无效容量： （1） 当月在线的可调能力平均值占协议约定备用容量的比例大于等于 80%； （2） 在参与需求响应的过程中，实际响应负荷大于等于协议约定备用容量的 80%，实际响应时间大于等于协议约定的调用时间； （3） 根据电网供需平衡实施需求响应的情况，全年有效执行次数原则上应大于等于 1。 六、响应补偿 ## （一）需求响应补偿电价标准 1. 响应补偿价格 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。具体响应补偿价格和相关系数标准如下： ## 2. 容量补偿价格 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。具体容量补偿价格如下： 1. 响应补偿结算 每年迎峰度夏和迎峰度冬前，省电力公司分别于 4 月 1 日至 4 月 30 日、10 月 1 日至 10 月 31 日，统计汇总半年度需求响应执行结果，测算各参与主体响应补偿费用，在省级平台上进行公示并报备省能源局，公示期 1 周，于公示结束的次月完成补偿费用发放。对响应补偿费用有异议的参与主体应在公示期内进行反馈，省电力公司进行复核，确有错误及时修正， 重新进行公示并报备省能源局。 ## 2. 容量补偿结算 每年迎峰度夏和迎峰度冬前，省电力公司分别于 4 月 1 日至 4 月 30 日、10 月 1 日至 10 月 31 日，对半年度的需求响应备用容量进行效果评估，测算各参与主体容量补偿费用，在省级平台上进行公示并报备省能源局，公示期 1 周，于公示结束的次月完成补偿费用发放。对容量补偿费用存在异议的处理方式同响应补偿结算。 ## 3. 补偿发放方式 独立参与需求响应用户的补偿费用，由省电力公司组织各市供电公司在结算电费时予以退补。负荷聚合商与代理用户的补偿分成比例由双方按照需求响应代理协议自行协商确定，其中，代理用户补偿费用按分成比例由省电力公司组织各市供电公司在结算电费时予以退补，负荷聚合商补偿费用按分成比例由省电力公司统一结算支付。
国家发展改革委等部门关于进一步提升电动汽车充电基础设施服务保障能力的实施意见 发改能源规〔2022〕53号 “十三五”期间，我国充电基础设施实现了跨越式发展，充电技术快速提升，标准体系逐步完备，产业生态稳步形成，建成世界上数量最多、辐射面积最大、服务车辆最全的充电基础设施体系。但快速发展的背后仍存在居住社区建桩难、公共充电设施发展不均衡、用户充电体验有待提升、行业质量与安全监管体系有待完善等突出问题，亟需加快相关技术、模式与机制创新，进一步提升充电服务保障能力。 为全面贯彻落实《国务院办公厅关于印发新能源汽车产业发展规划（2021—2035年）的通知》（国办发〔2020〕39号），支撑新能源汽车产业发展，突破充电基础设施发展瓶颈，推动构建新型电力系统，助力“双碳”目标实现，制定如下实施意见。 到“十四五”末，我国电动汽车充电保障能力进一步提升，形成适度超前、布局均衡、智能高效的充电基础设施体系，能够满足超过2000万辆电动汽车充电需求。 一、加快推进居住社区充电设施建设安装 （一）完善居住社区充电设施建设推进机制。各地发展改革、能源部门应加强与住房和城乡建设等部门的统筹协作，共同推进居住社区充电设施建设与改造。居住社区管理单位应积极配合用户安装充电设施并提供必要协助。业主委员会应结合自身实际，明确物业服务区域内充电设施建设的具体流程。 （二）推进既有居住社区充电设施建设。各地发展改革、能源、住房和城乡建设部门等应制定既有居住社区充电设施建设改造行动计划，明确行动目标、重点任务和推进时序，结合城镇老旧小区改造及城市居住社区建设补短板行动，因地制宜推进。具备安装条件的，居住社区要配建一定比例的公共充电车位，建立充电车位分时共享机制，为用户充电创造条件。 （三）严格落实新建居住社区配建要求。新建居住社区要确保固定车位100% 建设充电设施或预留安装条件。预留安装条件时需将管线和桥架等供电设施建设到车位以满足直接装表接电需要。各地相关部门应在新建住宅项目规划报批、竣工验收环节依法监督。 （四）创新居住社区充电服务商业模式。鼓励充电运营企业或居住社区管理单位接受业主委托，开展居住社区充电设施“统建统营”，统一提供充电设施建设、运营与维护等有偿服务，提高充电设施安全管理水平和绿电消费比例。鼓励“临近车位共享”“多车一桩”等新模式。 二、提升城乡地区充换电保障能力 （五）建立健全规划工作机制。各地发展改革、能源部门要积极会同工业和信息化、自然资源、住房和城乡建设、交通运输等部门，科学编制省级充电基础设施“十四五”专项规划，指导地市以区县为基本单元编制布局规划。优先利用存量停车场等土地资源，以新增土地供应方式建设的公共充电场站，应加强论证。涉及布局、土地利用和用途管制等方面的内容，应与相关规划做好衔接。 （六）优化城市公共充电网络建设布局。进一步优化中心城区公共充电网络布局，加大外围城区公共充电设施建设力度，因地制宜布局换电站，提升公共充电服务保障能力。充分考虑公交、出租、物流等专用车充电需求，结合停车场站等建设专用充电站。鼓励充电运营企业通过新建、改建、扩容、迁移等方式，逐步提高快充桩占比。 （七）加强县城、乡镇充电网络布局。按照全面推进乡村振兴有关要求，结合推进以县城为重要载体的城镇化建设，加快补齐县城、乡镇充电基础设施建设短板，加快实现电动汽车充电站“县县全覆盖”、充电桩“乡乡全覆盖”。优先在企事业单位、商业建筑、交通枢纽、公共停车场等场所配置公共充电设施。 （八）加快高速公路快充网络有效覆盖。加快制定各省高速公路快充网络分阶段覆盖方案。明确高速公路快充站建设标准规范，将快充站纳入高速公路服务区配套基础设施范围，加强高速公路快充站项目立项与验收环节管理，做好建设用地和配套电源保障工作。力争到2025年，国家生态文明试验区、大气污染防治重点区域的高速公路服务区快充站覆盖率不低于80%，其他地区不低于60%。 （九）提升单位和园区内部充电保障。政府机关、企事业单位、工业园区等内部停车场加快配建相应比例充电设施或预留建设安装条件，满足公务用车和职工私家车充电需要。鼓励单位和园区内部充电桩对外开放，进一步提升公共充电供给能力。 三、加强车网互动等新技术研发应用 （十）推进车网互动技术创新与试点示范。支持电网企业联合车企等产业链上下游打造新能源汽车与智慧能源融合创新平台，开展跨行业联合创新与技术研发，加速推进车网互动试验测试与标准化体系建设。积极推进试点示范，探索新能源汽车参与电力现货市场的实施路径，研究完善新能源汽车消费和储放绿色电力的交易和调度机制。探索单位和园区内部充电设施开展“光储充放”一体化试点应用。 （十一）鼓励推广智能有序充电。各地发展改革、能源部门要引导居民参与智能有序充电，加快开展智能有序充电示范小区建设，逐步提高智能有序充电桩建设比例。各地价格主管部门要抓好充电设施峰谷电价政策落实。鼓励将智能有序充电纳入充电桩和新能源汽车产品功能范围，加快形成行业统一标准。 （十二）加强充换电技术创新与标准支撑。加快大功率充电标准制定与推广应用，加强跨行业协作，推动产业各方协同升级。推进无线充电、自动无人充电等新技术研发。推动主要应用领域形成统一的换电标准，提升换电模式的安全性、可靠性与经济性。完善新能源汽车电池和充电设施之间的数据交互标准。 （十三）加快换电模式推广应用。围绕矿场、港口、城市转运等场景，支持建设布局专用换电站，加快车电分离模式探索和推广，促进重型货车和港口内部集卡等领域电动化转型。探索出租、物流运输等领域的共享换电模式，优化提升共享换电服务。 四、加强充电设施运维和网络服务 （十四）加强充电设备运维与充电秩序维护。充电运营企业要完善充电设备运维体系，通过智能化和数字化手段，提升设备可用率和故障处理能力。鼓励停车场与充电运营企业创新技术与管理措施，引导燃油汽车与新能源汽车分区停放，维护良好充电秩序。 （十五）提升公共充电网络服务体验。加快推进充电运营企业平台互联互通，实现信息共享与跨平台、多渠道支付结算，提升充电便利性和用户体验。鼓励停车充电一体化等模式创新，实现停车和充电数据信息互联互通，落实充电车辆停车优惠等惠民措施。 五、做好配套电网建设与供电服务 （十六）加强配套电网建设保障。电网企业要做好电网规划与充电设施规划的衔接，加大配套电网建设投入，合理预留高压、大功率充电保障能力。各地自然资源、住房和城乡建设部门要对充电设施配套电网建设用地、廊道空间等资源予以保障，加大工程建设协调推进力度。 （十七）加强配套供电服务和监管。电网企业要全面提升“获得电力”服务水平，优化线上用电保障服务，落实“三零”“三省”服务举措，为充电运营企业和个人业务办理提供契约式服务、实施限时办结。国家能源局派出机构要加大供电和价格政策执行情况监管力度，配合地方政府市场监管部门规范转供电行为，做好配套供电服务保障工作。 六、加强质量和安全监管 （十八）建立健全行业监管体系。推动建立充电设备产品质量认证运营商采信制度。建立“僵尸企业”和“僵尸桩”退出机制，支持优势企业兼并重组、做大做强。严格按照“三管三必须”要求，落实各方安全责任。强化汽车、电池和充电设施生产企业产品质量安全责任，严格建设、设计、施工、监理单位建设安装质量安全把关。在加油站、加气站建设安装充电设施应布置在辅助服务区内。充电设施业主、居住社区管理单位、售后维保单位等应加强充电设施安全管理，及时发现、消除安全隐患。各地能源、住房和城乡建设、消防部门结合职责，加强配套供电、规划建设及集中充电场所的消防安全监督管理。建立完善各级安全管理机制，加强充电设施运营安全监管，强化社区用电安全管理。建立火灾事故调查处理、溯源机制，鼓励相关安全责任保险推广应用。 （十九）加快建立国家、省、市三级监管平台体系。扩大监管平台覆盖城市范围，逐步建成纵向贯通、横向协同的国家、省、市三级充电设施监管平台体系，完善数据服务、安全监管、运行分析等功能，推进跨平台安全预警信息交换共享。加快充电设施监管平台与新能源汽车监测平台数据融合，探索构建车桩一体化监管体系。政府监管平台应保持立场公正，定期向社会发布本省充电基础设施运行情况。 七、加大财政金融支持力度 （二十）优化财政支持政策。对作为公共设施的充电桩建设给予财政支持。鼓励地方建立与服务质量挂钩的运营补贴标准，进一步向优质场站倾斜。鼓励地方加强大功率充电、车网互动等示范类设施的补贴力度，促进行业转型升级。 （二十一）提高金融服务能力。创新利用专项债券和基金等金融工具，重点支持充电设施以及配套电网建设与改造项目。鼓励各类金融机构通过多种渠道，为充电设施建设提供金融支持。鼓励保险机构开发适合充电设施的保险产品。 请各有关单位按照上述要求，严格落实责任分工，结合本地区实际完善相关管理工作机制。本实施意见自印发之日起施行，有效期5年。 国家发展改革委 国 家 能 源 局 工业和信息化部 财 政 部 自 然 资 源 部 住房和城乡建设部 交 通 运 输 部 农 业 农 村 部 应 急 部 市场监管总局
安徽省发展改革委关于完善工商业峰谷分时电价政策有关事项的通知 皖发改价格〔2022〕 59号 为充分发挥峰谷分时电价杠杆作用,服务以新能源为主体的 新型电力系统建设,助力实现"碳达峰、碳中和"目标,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) 和《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电 上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕 1439号) 要求, 现就完善工商业峰谷分时电价政策有关事项通知如下: 一、峰谷电价浮动比例 "工商业及其他用电"类别的用户,平段用电价格(购电价格+ 输配电价+政府性基金附加+新增损益及辅助服务费) 扣除政府性 基金附加、新增损益及辅助服务费后,低谷电价下浮58.8%,每 年季节性高峰期间(1月、7月、8月、9月、12月) 高峰电价上 浮81.3%,其他月份高峰电价上浮71%. 二、执行范围及时段 用电容量100千伏安及以上"工商业及其他用电"类别的用户 执行峰谷分时电价.每日9:00-12: 00、17: 00-22:00为高峰时段, 23:00至次日8:00为低谷时段,其余时间为平段. 三、有关要求 (一) 各地发展改革部门和电网企业要采取多种形式向用户 宣传峰谷分时电价在保障电力安全供应、促进新能源消纳等方面 的重要作用,争取各方理解支持,及时回应社会关切,确保政策 平稳实施。 ( 二) 电网企业要对峰谷分时电价收入情况单独归集、单独 反映,及时评估实际执行效果,每年一季度前向省发展改革委提 供上年度峰谷分时电价执行情况。 ( 三) 本通知自2022年3月1日起执行,试行2年.此前 相关政策与本通知不一致的以本通知规定为准。
# 安徽省发展改革委关于可再生能源发电项目 # 上网电价管理有关问题的通知 # （皖发改价格〔2019〕202号） 各市发展改革委，国网安徽省电力有限公司： 为深化价格领域“放管服”改革，创优“四最”营商环境，简化工作程序，优化服务，提高效率，现就我省可再生能源发电项目上网电价管理有关事项通知如下： 一、对国家发展改革委已制定标杆上网电价的陆上风电、光伏发电、生物质发电（含农林生物质和生活垃圾焚烧发电）等可再生能源发电项目，省发展改革委不再针对特定企业单独发文明确具体项目上网电价，由省电力公司依据省能源主管部门制定的建设规划、年度指导规模以及具体并网时间等，按照国家发展改革委确定的电价标准执行相应的上网电价。 二、通过省能源主管部门组织的公开竞争纳入国家年度指导规模的陆上风电、光伏发电项目，按照竞争确定的项目上网电价执行。已并网但未纳入规模的陆上风电、光伏发电项目，上网电价暂按省内燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘电价）执行。 三、省电力公司应按照国家规定，及时与可再生能源发电企业结算燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘电价）部分的上网电费，并转付国家拨付的可再生能源电价附加补助资金。省电力公司按季度汇总可再生能源发电项目上网电价执行情况并报省发展改革委，省发展改革委将按年向社会公布。 四、各可再生能源发电企业和省电力公司必须真实、完整地记载和保存相关发电项目上网交易电量、价格和补贴金额等资料，接受有关部门监督检查。各级价格主管部门要加强对可再生能源发电项目上网电价执行和电价补贴结算的监管，督促相关上网电价政策执行到位。 五、本通知自发布之日起执行。执行中如有问题，请及时报告省发展改革委。 附件：新增可再生能源发电项目上网电价执行情况表 安徽省发展改革委 2019年4月15日
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