关于印发《邵阳电网2026年迎峰度夏电力负荷管理方案》的通知

邵市发改能源〔2026〕77号

关于印发《邵阳电网2026年迎峰度夏电力负荷管理方案》的通知

各县市区发改局、工信局，邵阳经开区产业发展局，国网邵阳供电公司，各相关企业：

为保障邵阳市2026年迎峰度夏期间电网安全稳定运行，根据国家发改委《关于印发<电力负荷管理办法（2023版）>的通知》（发改运行规〔2023〕1261号）、《关于印发<电力需求侧管理办法（2023版）>的通知》（发改运行规〔2023〕1283号）、《国家发展改革委办公厅关于进一步加强公共建筑空调负荷管理、统筹促进电力安全保供和节约用电的通知》（发改办运行〔2024〕508号）、《湖南省发展和改革委员会关于切实做好节约用电有关工作的通知》（湘发改运行〔2023〕473号）、《湖南省发展和改革委员会关于印发湖南省虚拟电厂参与局部电力需求响应试点工作方案的通知>（湘发改能源〔2026〕30号）和省发改委《关于印发<湖南电网2026年迎峰度夏电力负荷管理方案>的通知》(湘发改运行〔2026〕374号)等文件要求，经市人民政府同意，现将《邵阳电网2026年迎峰度夏电力负荷管理工作方案》印发给你们，请遵照执行。

附件：邵阳电网2026年迎峰度夏电力负荷管理方案

邵阳市发展和改革委员会

2026年6月29日

附件:

邵阳电网2026年迎峰度夏

电力负荷管理方案

依据国家发改委《电力需求侧管理办法（2023年版）》、《电力负荷管理办法（2023年版）》要求，制定本方案。

一、电力供需平衡分析

（一）电力供应能力

1.电力装机情况。截至2026年6月，邵阳地区电源总装机容量644.76万千瓦，其中水电、火电、风电、光伏、储能装机分别为90.6万、144.23万、162.86万、217.27万和29.8万千瓦。考虑风电、光伏机组的间歇发电特性，光伏不纳入电力平衡，风电按10%装机纳入电力平衡。

2.来水情况。气象部门预测，骨干水库所在沅水、资水流域7月上旬雨季结束前降水量较常年偏多两成，我市骨干水库整体较往年偏多三成；7月中旬后受持续晴热高温影响，我市骨干水库水位接近常年均值水平。

（二）电力需求预计

根据省气象台预测，今夏7-8月湖南平均气温28.8℃，较常年偏高0.8℃。35℃及以上高温日数28天，较常年偏多8天；7月下旬至8月上旬持续性高温热浪风险高，极端高温可达40℃左右。综合气象及经济增长因素，预计今夏邵阳电网最大负荷238万千瓦，较去年最大负荷（225.7万千瓦）同比增长5.5%。如遇极端高温天气，预计最大负荷将达242万千瓦，同比增长7.2%。

（三）电力供需形势预测 

今夏全省电力供需整体呈现“正常有保障，极端有措施”局面，但仍存在极端情况下供电能力不足、省内机组发电能力存在不稳定性、电网运行风险突出等问题。邵阳最大稳定供电能力400万千瓦，整体供电能力相对充足，但受全省度夏电力供需紧平衡影响，邵阳电网将有可能配合省网执行需求侧响应或开展有序用电的工作。因此仍需进一步强化负荷管理措施筹备，夯实电网安全稳定运行保障基础。

二、工作原则

（一）安全第一，聚焦重点。以电网整体安全稳定运行为前提，遵循电力系统稳定运行规律，持续优化电力系统运行方式，针对度夏期间局部缺口、设备故障、消纳压力等新形势新问题进一步细化负荷管理措施，保安全、保民生、保重点、促发展。

（二）统筹协调，多方联动。确保政府主导、电网保障、用户实施、多方参与的工作机制运转顺畅，压紧压实各方责任，深入推进园网共建、社网共建、村网共建工作机制落地，形成工作合力，营造良好电力保供氛围。

（三）多措并举，分类施策。按照“电价政策调节、节约用电引导、顶峰错峰前置、需求响应用足、可中断应急、有序用电保底”原则，分场景细化各项措施衔接机制与组织要求。

三、重点任务

（一）强化供需形势研判

电力调度机构根据地区网架结构、负荷潮流特性、经济结构和负荷特点，结合天气预测、外电及市内电源等情况，持续提升用电需求分析预测能力，科学预判度夏电力供需形势，当预判出现电力缺口或重大风险时，根据调峰需求及时启动相应负荷管理措施，确保实现电网安全稳定运行目标。

（二）强化前置措施预防

根据《湖南省发展和改革委员会关于切实做好节约用电有关工作的通知》（湘发改运行【2023】473号）文件要求，各级政府要组织开展节约用电宣传、节约用电成效检查，引导居民、公共机构、商业建筑提高能源使用效率、减少不合理用电行为。优先调用空调负荷资源，无人房间不开空调，空调温度设置不低于26摄氏度，公共机构、商业综合体中央空调应在营业结束前1小时提前。市电力负荷管理中心依托新型电力负荷管理系统加强节约用电成效监测，各县市区用电类别为非工业、商业、非居民照明的电力用户节约用电成效纳入市政府对县市区人民政府节能责任目标评价考核范围、纳入日前有序用电负荷压限目标分解统筹考虑。

强化错峰用电引导，各县市区提前组织属地工业企业科学安排生产检修计划，利用供电能力相对富裕、电价相对较低的月份增产扩产，强化电动汽车充电负荷转移组织引导，尤其是扩大午间用电需求缓解新能源消纳压力，将工业企业放假停产、设备检修计划集中转移至迎峰度夏供需紧张的时期，拓展电网安全稳定运行裕度，同时帮助企业降低生产经营用电成本。

在不告知用户的前提下，由电力负荷管理中心常态开展实时可中断用户能力测试，确保装置在线，随时可控。

当预测可能出现供电缺口时，各县市区电力运行主管部门提前组织向企业送达负荷管理方案和告知书。

（三）强化应对措施衔接

当已批复试点区域内局部电网出现电力供应缺口或设备受限，按照《湖南省发展和改革委员会关于印发湖南省虚拟电厂参与局部电力需求响应试点工作方案的通知>（湘发改能源【2026】30号）规定，由市发改委组织属地供电公司优先启动虚拟电厂参与局部需求响应邀约，度夏保供期（7月、8月）不受试点区域及参与主体限制。

在全省电网出现250万千瓦以内的短时电力缺口，各级电力运行主管部门进一步强化空调负荷管理、景观照明管控等节约用电措施，并动员电力用户积极参与需求响应（有关要求详见《湖南省发展和改革委员会关于印发<湖南省电力需求响应实施办法>和<湖南省电力可中断负荷管理办法>的通知》（湘发改运行规【2023】372号））。需求响应无法覆盖供电缺口时同步采取有序用电措施补充，已参与需求响应的用户仍按原序位参与有序用电。

当全网出现250万千瓦以上或长时间电力缺口时，按全省统一调度启用有序用电措施，尽可能减小有序用电影响范围。在供电缺口超过600万千瓦，或电力和电量出现长时间双缺的极度紧张情况下，各级政府组织企业开展轮休轮停，必要时应全面停产让电。

在临时出现日内供电缺口时，启用实时可中断负荷集控措施。措施执行日内生产专业研判故障在次日无法恢复时，转为需求响应、有序用电等常规缺口覆盖措施应对。

四、全市有序用电负荷指标分解

根据湖南电网2025年迎峰度夏电力负荷管理方案，我市今年迎峰度夏有序用电方案按53万千瓦编制，并按六级制定分级压减方案，其中六级至一级压减目标分别为10万千瓦、15万千瓦、23万千瓦、31万千瓦、47万千瓦、53万千瓦。迎峰度夏期间，全市电力需求侧资源由市政府集中管理、统一调度分配，各县市区政府负责属地电力需求侧资源的调控统筹。

（一）统一标准

电力用户措施执行期间负荷压限效果为当季工作日（非工作日）基线负荷与实际负荷的差值。电力用户可压限负荷为典型日基线负荷与基础负荷的差值。基线负荷与基础负荷按以下方式核算，核算数据来自于湖南省新型电力负荷管理系统。

1.基线负荷。基线负荷分为典型日、当季工作日、当季非工作日三种类型，剔除采样点功率低于负荷样本平均功率25%或高于负荷样本平均功率200%的样本，剩余样本取平均值。典型日基线负荷计算选取上一年度全省负荷最大日后最近5个不执行负荷管理措施工作日的响应时段负荷曲线（采样周期为15分钟）作为基线负荷样本，同一时刻点至少有2个样本功率数据；当季工作日基线负荷计算选取首个负荷管理措施执行前最近5个不执行负荷管理措施工作日的响应时段负荷曲线（采样周期为15分钟）作为基线负荷样本，同一时刻点至少有2个样本功率数据；非工作日基线负荷计算选取首个负荷管理措施执行前最近3个不执行负荷管理措施非工作日的响应时段负荷曲线（采样周期为15分钟）作为基线负荷样本，同一时刻点至少有2个样本功率数据。

2.基础负荷。选取用户未发生任何安全事故时段的最小用电负荷作为基础负荷。基础负荷测算选取2025年5月1日至2026年5月1日期间每天16:00-24:00时段所有负荷数据中的三个非0且不相等最小负荷的平均值。

（二）有保有限

重点保障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；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；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；供水、供热、供能等基础设施用户；居民生活，排灌、化肥生产等农业生产用电；国家重点工程、军工企业。其余负荷按六级控制。

第六级优先压限违规建成或在建项目，产业结构调整目录中的淘汰类、限制类企业，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，景观照明、亮化工程用电，其他高耗能、高排放、低水平企业，不足部分优先由纺织业、造纸和纸制品业、化学原料和化学制品制造业、橡胶和塑料制品业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业、金属制品业8类行业用户补充；第五、四级负荷压限范围逐步扩大至高压工商业用户；第三、二、一级在前三级用户基础上，负荷压限范围逐步覆盖除重点保障以外的全部工商业用户。

（三）属地负责

各县市区可压限负荷资源为本地区总负荷中剔除重点保障用电负荷之后，余下全体工商业用户（以下统称“有序用电用户”，以供电企业电力用户档案为准）可压限负荷的总和，分级负荷压限目标根据本地各级可压限负荷资源占全市总数比例，综合大用户投产、停产情况进行分解。目标分解结果详见“邵阳电网2026年迎峰度夏电力负荷压限目标分解表”。

各县市区电力运行主管部门要按分配指标编制本地区电力负荷管理方案，优先保障重点保障用户用电，落实六级参与有序用电用户明细、下调负荷能力和下调负荷方式，明确企业、电网公司和属地政府责任人等信息，参与有序用电用户的最大可下调负荷能力必须覆盖各级缺口指标，各级压限负荷用户清单及压限值应随县市区负荷管理方案一并提前上报市发改委审核确认。

邵阳电网2026年迎峰度夏电力负荷压限目标分解表

四、保障措施

（一）加强组织领导

迎峰度夏期间，市级层面成立负荷管理工作专班，加强统筹调度、协调督办；各县市区分别成立负荷管理工作专班，分管负责同志和工作联络人员手机要保持24小时开机，确保联络畅通，遇重大问题及时报告；各县市区每日上午10时前，将前一日电力运行和负荷管理情况上报市发改委。

（二）加强方案落实

各县市区电力运行主管部门要组织属地供电公司细化负荷管理具体执行方案；加快推进电力负荷管理中心和新型电力负荷管理系统建设，督导用电企业配合开展系统建设和设备安装改造工作，支撑负荷管理方案执行。如因负荷压限不力而威胁电网安全，造成调度部门拉路引发大范围舆情的，追究属地政府责任。

电网企业要组织专业人员检查负荷管理用户现有负荷控制装置状况，对控制装置、控制功能缺失的企业，督促其配合整改，确保控制功能完备、负荷控制真实有效；要排查企业实时可中断负荷，对企业认定的、有一定规模的实时可中断负荷所在线路加装负荷控制装置，接入新型电力负荷管理系统，在紧急情况下进行调用，用电企业可按有关规定获得补偿；要配合属地政府加强负荷预测和实时监测，及时报送相关信息；做好空调负荷管理、需求响应、有序用电、节约用电等政策宣传告知，规范执行负荷管理措施。

电力用户要配合开展电力负荷管理装置安装，按自身产权范围开展建设工作并确保安全，包括开关改造、负荷确认、接入系统等，不得私自迁移、更改、破坏装置和接线，影响系统正常运行，重要用户要按安全生产要求配置自备应急电源。要提前准备度夏期间负荷管理方案，将本地区政府下达的压限指标按时段细化到具体车间、班组和设备，企业主要负责人要直接负责方案的可操作性。拥有储能设备的用户应优化充放电策略，拥有自备电厂、备用发电机组的用户应做到应开尽开、应发尽发，提高顶峰放电能力。当接到负荷管理通知后，要迅速、严格、安全地执行方案中明确的负荷控制措施，不得以生产、经济效益等客观原因为理由拒绝执行。

（三）加强规范实施

1.实战演练。迎峰度夏前，各县市区电力运行主管部门组织供电公司开展负荷管理实战演练，围绕迎峰度夏关键场景，规范和固化执行流程。根据今年供需形势变化，本次全省（市）度夏负荷管理演练主要聚焦需求响应或局部需求响应（包含削峰和填谷场景），以及实时可中断负荷调用。削峰场景组织虚拟电厂或需求响应签约用户参与，填谷场景组织虚拟电厂参与。实时可中断负荷演练对全量调控装置进行通讯测试，对通讯测试合格的抽样开展调控能力测试。负荷管理实战演练参照相关文件规定核定执行效果，支付补偿资金。

2.通知启动。省级电力运行主管部门根据电力供需平衡情况，报告省政府后，适时启动负荷管理方案，组织县级及以上电力运行主管部门和电网企业实施负荷管理，并报告国家发展改革委、国家能源局。电网企业根据电力供需状况制定每日负荷管理执行计划，报备电力运行主管部门。实施负荷管理措施前一天（可中断负荷调用除外），电网企业应通过公告、电话、传真、短信、网络等方式履行告知义务。

3.方案执行。各县市区电力运行主管部门要及时组织负荷管理对象压降负荷，按分级压限方案逐级实施，直至电力运行主管部门发布负荷管理终止执行信息。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，供电公司可对其采取负荷控制措施，相关后果由该企业承担；情节严重并可能影响电网安全的，履行政府报备并按程序停止供电。

4.负荷释放。在保证负荷管理方案整体执行效果的前提下，电网企业应优化负荷管理措施，在电力电量缺口缩小时及时有序释放用电负荷。

（四）加强监督检查

市发改委加强各县市区负荷管理成效管控，发布“红黑榜”，并将有关工作成效严格纳入相关工作评价与考核；对各县市区负荷管理监管不力、履职不到位的机关部门，及时启动工作预警约谈；统筹远程资料核查、现场监督检查等方式，督导各县市区负荷管理方案制定等措施筹备工作。各县市区政府要切实履行属地电力负荷管理的主体责任，健全监督管理机制，成立专项督察工作组，依托电力负荷管理中心加强远程和现场督察督办，重点监控公共机构及商业建筑节电措施落实情况、各地大型工业企业需求响应或有序用电执行情况，对因违反负荷管理方案，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）加强工作保障

各县市区电力运行主管部门应建立健全电力负荷管理工作体系，指导电力负荷管理中心常态化运行，组织各方主体做好负荷管理实施工作。

需求响应、可中断负荷调用补偿费用由全省工商业用户共同承担。鼓励有条件的地区在省级补贴的基础上，根据地方实际，适当增加补贴资金，提高电力用户参与需求响应积极性，提高各类市场主体加大需求侧调节技术能力投入积极性。支持用户侧储能等高可靠性需求侧调节技术应用，培育0.5小时级调节资源。支持虚拟电厂发展，培育社会生产生活影响最小化调节资源。

阶段性负荷管理工作开展后，各县市区电力运行主管部门应会同电网企业开展分析、总结、评价。