中國儲能網(wǎng)訊：4月7日，貴州省能源局印發(fā)關(guān)于公開征求《貴州省電力需求響應(yīng)實施方案（征求意見稿）》意見建議的函。
現(xiàn)階段，暫由售電公司注冊為負(fù)荷聚集商，聚合其零售用戶的需求響應(yīng)資源。市場化交易用戶提出參與市場化需求響應(yīng)時，售電公司原則上應(yīng)受理。非市場化交易用戶暫不參與需求響應(yīng)。
負(fù)荷聚集商聚合的單個虛擬電廠響應(yīng)能力不低于0.1萬千瓦，單個需求響應(yīng)資源響應(yīng)能力不低于0.01萬千瓦，響應(yīng)時長均不低于 1小時。
需求響應(yīng)資源包括工業(yè)生產(chǎn)、充電樁、制冷、制熱等靈活調(diào)節(jié)資源。
需求響應(yīng)資源經(jīng)負(fù)荷聚集商聚合為虛擬電廠，以虛擬電廠為單元參與需求響應(yīng)。各負(fù)荷聚集商分別按地區(qū)聚合用戶側(cè)可調(diào)節(jié)負(fù)荷、分布式電源等分類資源，形成獨立虛擬電廠，實現(xiàn)電網(wǎng)能量交互。
市場主體申報信息包括：
1.參與響應(yīng)日的需求響應(yīng)資源組合。
2.響應(yīng)容量。負(fù)荷聚集商響應(yīng)容量為組合中各需求響應(yīng)資源的響應(yīng)容量之和，單位為萬千瓦。響應(yīng)容量應(yīng)不小于0.1萬千瓦,且不小于參與資源最小響應(yīng)能力之和、不大于參與資源最大響應(yīng)能力之和。負(fù)荷聚集商需同時申報代理電力用戶的可響應(yīng)容量，作為需求響應(yīng)零售側(cè)結(jié)算參考。
3.響應(yīng)時段。
4.最大/最小響應(yīng)時長。（響應(yīng)時長不低于1 小時）
5.響應(yīng)價格，單位為元/千瓦時。響應(yīng)價格的上限Pi根據(jù)市場運行情況另行通知。
6.已在電網(wǎng)企業(yè)辦理暫停的市場主體不能進(jìn)行申報。
關(guān)于公開征求《貴州省電力需求響應(yīng)實施方案（征求意見稿）》意見建議的函
為引導(dǎo)電力用戶降低高峰時段用電負(fù)荷，緩解電力供需矛盾，保障電力安全穩(wěn)定供應(yīng)，同時減少供應(yīng)側(cè)電源點建設(shè)投入，降低電力系統(tǒng)運營成本，根據(jù)國家發(fā)展改革委等六部委《關(guān)于深入推進(jìn)供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革做好新形勢下電力需求管理工作的通知》（發(fā)改運行規(guī)〔2017〕1690號）等有關(guān)文件要求，我局組織起草了《貴州省電力需求響應(yīng)實施方案（征求意見稿）》，現(xiàn)向社會公開征求意見，請于2023年5月7日前書面正式反饋為謝。
附件：《貴州省電力需求響應(yīng)實施方案（征求意見稿）》
貴州省能源局2023年4月7日
貴州省電力需求響應(yīng)實施方案
（征求意見稿）
為積極應(yīng)對當(dāng)前電力供應(yīng)緊張形勢，促進(jìn)電力供需平衡和電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，根據(jù)《中共中央 國務(wù)院關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號）、國家發(fā)展改革委等六部委《關(guān)于深入推進(jìn)供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革做好新形勢下電力需求管理工作的通知》（發(fā)改運行規(guī)〔2017〕1690號）、《國家發(fā)展改革委關(guān)于做好2021年能源迎峰度夏工作的通知》（發(fā)改運行〔2021〕1058號），特制定本實施方案。
一、總體思路
以習(xí)近平新時代中國特色社會主義思想為指導(dǎo)，深入貫徹落實習(xí)近平總書記“四個革命、一個合作”能源安全新戰(zhàn)略，進(jìn)一步深化電力體制改革，遵循市場經(jīng)濟(jì)客觀規(guī)律，積極運用經(jīng)濟(jì)杠桿，以日前邀約型需求響應(yīng)起步，在條件成熟后逐步實現(xiàn)小時級和分鐘級需求響應(yīng)，研究建立貴州省市場化需求響應(yīng)交易體系，通過市場化方式引導(dǎo)電力用戶提高電能精細(xì)化管理水平，降低高峰時段用電負(fù)荷，提高低谷時段用電負(fù)荷，助推電力系統(tǒng)“削峰填谷”，促進(jìn)源網(wǎng)荷儲友好互動，力爭電力需求響應(yīng)交易規(guī)模占年度最大用電負(fù)荷的5%左右，緩解電力供需矛盾，促進(jìn)非嚴(yán)重缺電情況下的電力供需平衡。
二、工作原則
（一）堅持市場導(dǎo)向。充分發(fā)揮市場配置資源的決定性作用，明確市場主體參與條件，制定需求響應(yīng)規(guī)則，鼓勵電力用戶自主、自愿參與需求響應(yīng)，由市場形成需求響應(yīng)價格。
（二）堅持公平公正。堅持“誰響應(yīng)、誰受益”的原則，在實施過程中相關(guān)市場成員嚴(yán)格執(zhí)行相關(guān)法律政策和規(guī)則，對所有參與電力用戶實現(xiàn)公平公正。
（三）堅持全網(wǎng)統(tǒng)一。按照“統(tǒng)一市場、統(tǒng)一機(jī)制、統(tǒng)一平臺”的原則，建立貴州省市場化需求響應(yīng)交易體系，實現(xiàn)全網(wǎng)資源優(yōu)化配置。
三、市場構(gòu)成
（一）市場成員
市場成員包括市場主體、市場運營機(jī)構(gòu)和電網(wǎng)企業(yè)三類。
1.市場主體
市場主體包括負(fù)荷聚集商、電力用戶等。負(fù)荷聚集商聚合各類電力用戶需求響應(yīng)資源，參與市場化需求響應(yīng)。電力用戶分為市場化交易用戶和非市場化交易用戶，市場化交易用戶分為批發(fā)用戶和零售用戶。批發(fā)用戶直接參與市場化需求響應(yīng)，零售用戶可由已代理其中長期交易的售電公司作為負(fù)荷聚集商聚合參與市場化需求響應(yīng)，也可直接參與。在同一月度內(nèi)，交易用戶僅能以批發(fā)用戶或者零售用戶身份參與市場化需求響應(yīng)，不能在兩個身份之間來回進(jìn)行切換。
現(xiàn)階段，暫由售電公司注冊為負(fù)荷聚集商，聚合其零售用戶的需求響應(yīng)資源。市場化交易用戶提出參與市場化需求響應(yīng)時，售電公司原則上應(yīng)受理。非市場化交易用戶暫不參與需求響應(yīng)。
2.市場運營機(jī)構(gòu)
市場運營機(jī)構(gòu)包括貴州電網(wǎng)公司電力調(diào)度控制中心和貴州電力交易中心（以下分別簡稱“調(diào)度中心”和“交易中心”）。
調(diào)度中心負(fù)責(zé)提出擬開展的需求響應(yīng)規(guī)模、交易出清、安全校核；負(fù)責(zé)建設(shè)、運維職責(zé)范圍相關(guān)技術(shù)支持系統(tǒng)。
交易中心負(fù)責(zé)需求響應(yīng)市場主體的注冊、申報和協(xié)議管理、評價考核、信息披露、出具結(jié)算依據(jù)；負(fù)責(zé)建設(shè)、運維職責(zé)范圍相關(guān)技術(shù)支持系統(tǒng)。
3.電網(wǎng)企業(yè)
貴州電網(wǎng)有限責(zé)任公司開展基線負(fù)荷與測量負(fù)荷認(rèn)定、需求響應(yīng)交易結(jié)算，代收代付相關(guān)費用；配合開展需求響應(yīng)評價。
（二）需求響應(yīng)資源
需求響應(yīng)資源包括工業(yè)生產(chǎn)、充電樁、制冷、制熱等靈活調(diào)節(jié)資源。
需求響應(yīng)資源經(jīng)負(fù)荷聚集商聚合為虛擬電廠，以虛擬電廠為單元參與需求響應(yīng)。各負(fù)荷聚集商分別按地區(qū)聚合用戶側(cè)可調(diào)節(jié)負(fù)荷、分布式電源等分類資源，形成獨立虛擬電廠，實現(xiàn)電網(wǎng)能量交互。
（三）市場主體參與條件
1.參與對象
市場化交易用戶直接或經(jīng)負(fù)荷聚集商聚合參與交易（不含周邊地區(qū)用戶、低壓用戶和公線專變用戶以及不符合國家產(chǎn)業(yè)政策的企業(yè)）。
2.技術(shù)條件
（1）現(xiàn)階段，僅限售電公司注冊為負(fù)荷聚集商。負(fù)荷聚集商聚合的單個虛擬電廠響應(yīng)能力不低于0.1萬千瓦,單個需求響應(yīng)資源響應(yīng)能力不低于0.01萬千瓦，響應(yīng)時長均不低于 1小時。
（2）需求響應(yīng)資源須由電網(wǎng)企業(yè)安裝小時計量表計，且將計量數(shù)據(jù)傳送至電網(wǎng)企業(yè)。
（四）市場主體注冊和變更
1.負(fù)荷聚集商的注冊信息
負(fù)荷聚集商的基本信息：暫參照售電公司的注冊要求制定，已注冊售電公司不需要重復(fù)注冊，僅根據(jù)需求要求補(bǔ)充相關(guān)信息即可。
負(fù)荷聚集商聚合的虛擬電廠基本信息：虛擬電廠根據(jù)需求響應(yīng)資源的屬性自動聚合建檔，包括所聚合需求響應(yīng)資源清單和需求響應(yīng)資源的基本信息。
負(fù)荷聚集商聚合的虛擬電廠技術(shù)信息：所聚合需求響應(yīng)資源的技術(shù)信息。虛擬電廠的最大響應(yīng)能力不得大于聚合需求響應(yīng)資源最大響應(yīng)能力之和，最小響應(yīng)能力不得小于聚合需求響應(yīng)資源最小響應(yīng)能力之和。
2.需求響應(yīng)資源（或批發(fā)用戶）的注冊信息
需求響應(yīng)資源（或批發(fā)用戶）的基本信息：用戶編號、用戶名稱、計量點編號、結(jié)算戶號、電壓等級、資源類型、所處地區(qū)等。
需求響應(yīng)資源（或批發(fā)用戶）的技術(shù)信息：最大響應(yīng)能力、最小響應(yīng)能力、最大響應(yīng)時長、最小響應(yīng)時長、可響應(yīng)時段等。
（五）交易品種
按照對負(fù)荷曲線的影響，需求響應(yīng)包括削峰類、填谷類兩類；按照響應(yīng)時序，可將其劃分為邀約型、實時型兩類。
根據(jù)貴州目前實際運行需要，初期優(yōu)先開展邀約型削峰類需求響應(yīng)交易品種，后期根據(jù)市場發(fā)展需要，逐步豐富交易品種。
四、組織實施
當(dāng)省內(nèi)電力供需形勢偏緊，經(jīng)評估需要開展需求響應(yīng)交易時，由貴州電網(wǎng)有限公司向貴州省能源局提出開展需求響應(yīng)交易申請，取得批復(fù)后按以下規(guī)定組織開展。
（一）負(fù)荷計算規(guī)則
基線負(fù)荷、測量負(fù)荷以小時平均功率計算，即小時電量/1h。單個需求響應(yīng)資源的負(fù)荷，包含用電編號下所有參與市場化交易的計量點負(fù)荷。
（二）基線負(fù)荷制定
基線負(fù)荷指未實施需求響應(yīng)和有序用電時電力用戶的小時平均用電負(fù)荷，是判定需求響應(yīng)執(zhí)行效果的依據(jù)。根據(jù)計量自動化系統(tǒng)接收的注冊用戶時間和需求響應(yīng)時間，劃分時間區(qū)域，將樣本日的日期類型劃分為工作日和節(jié)假日（含周末)；如果是工作日，則從用戶小時負(fù)荷數(shù)據(jù)中，取最近5個同為工作日且該日不存在需求響應(yīng)和有序用電情況的用戶小時負(fù)荷數(shù)據(jù)，作為計算樣本數(shù)據(jù)。
如果是節(jié)假日（含周末)，則從用戶小時負(fù)荷數(shù)據(jù)中，取最近3個同日期類型的且該日不存在需求響應(yīng)和有序用電情況的用戶小時負(fù)荷數(shù)據(jù)，作為計算樣本數(shù)據(jù)。
計算每個用戶以上樣本日的小時平均負(fù)荷數(shù)據(jù)。剔除小時電量低于以上樣本日均電量25%或高于樣本日均電量200%的樣本，剩余樣本求取小時平均值得到基線負(fù)荷。基線負(fù)荷分別按虛擬電廠和單個需求響應(yīng)資源計算，虛擬電廠基線負(fù)荷為參與響應(yīng)日的需求響應(yīng)資源組合中各資源基線負(fù)荷之和。
電網(wǎng)企業(yè)滾動計算單個需求響應(yīng)資源的基線負(fù)荷，并于每日 10：30前推送基線負(fù)荷數(shù)據(jù)，由交易中心通過需求響應(yīng)平臺以私有信息方式向市場主體發(fā)布，對基線有異議在當(dāng)日17:30前提出復(fù)議，若未收到反饋視為無異議。
（三）缺口評估
調(diào)度中心于D-2日14:00前根據(jù)全省統(tǒng)調(diào)負(fù)荷預(yù)測、黔電送粵初步計劃等相關(guān)信息，測算響應(yīng)日（D日）初步電力缺口，提出初步需求響應(yīng)需求。原則上每天需求響應(yīng)總時長不超過4小時。
（四）需求發(fā)布
D-2日 15:00前，交易中心經(jīng)需求響應(yīng)平臺向市場主體發(fā)布響應(yīng)日（D 日）需求響應(yīng)信息，具體包括需求容量、需求時段（以整點作為起止時間）等。
（五）市場申報
競價日（D-1日）12:00 前，市場主體以虛擬電廠為交易單元在需求響應(yīng)平臺提交申報信息，簽訂交易協(xié)議。以電網(wǎng)企業(yè)D-2日發(fā)布的基線作為用戶當(dāng)次需求響應(yīng)評價基線，一個連續(xù)需求段內(nèi)所申報的需求響應(yīng)容量和價格須唯一，需求響應(yīng)資源的組合須相同。申報的數(shù)據(jù)必須在注冊信息范圍內(nèi)，超出范圍申報無效。
市場主體申報信息包括：
1.參與響應(yīng)日的需求響應(yīng)資源組合。
2.響應(yīng)容量。負(fù)荷聚集商響應(yīng)容量為組合中各需求響應(yīng)資源的響應(yīng)容量之和，單位為萬千瓦。響應(yīng)容量應(yīng)不小于0.1萬千瓦,且不小于參與資源最小響應(yīng)能力之和、不大于參與資源最大響應(yīng)能力之和。負(fù)荷聚集商需同時申報代理電力用戶的可響應(yīng)容量，作為需求響應(yīng)零售側(cè)結(jié)算參考。
3.響應(yīng)時段。
4.最大/最小響應(yīng)時長。（響應(yīng)時長不低于1 小時）
5.響應(yīng)價格，單位為元/千瓦時。響應(yīng)價格的上限Pi根據(jù)市場運行情況另行通知。
6.已在電網(wǎng)企業(yè)辦理暫停的市場主體不能進(jìn)行申報。
（六）交易出清
D-1日15:00前，調(diào)度中心根據(jù)市場主體申報價格、邀約確認(rèn)情況等，按照既定的市場出清規(guī)則、實際響應(yīng)需求（根據(jù)負(fù)荷缺口情況，按照報價從低到高采取邊際出清確定市場主體及其響應(yīng)容量，如存在報價相同的多個市場主體，以申報時間優(yōu)先確定中標(biāo)單位，且以全容量中標(biāo)），確定出清市場主體，并將出清結(jié)果傳遞至交易中心，由交易中心通知市場主體。調(diào)度中心負(fù)責(zé)對出清結(jié)果進(jìn)行安全校核。
（七）競價結(jié)果發(fā)布
D-1日17:00前交易中心發(fā)布需求響應(yīng)交易成交結(jié)果通知書，明確用戶編號、參與響應(yīng)的補(bǔ)償價格、響應(yīng)時段和可響應(yīng)負(fù)荷能力，響應(yīng)提前通知時間和方式等信息，并通知相關(guān)市場主體參與需求響應(yīng)。負(fù)荷聚集商將結(jié)果告知其代理的用戶。
根據(jù)需求響應(yīng)中標(biāo)響應(yīng)容量及次日剩余缺口情況據(jù)實安排有序用電計劃，由調(diào)度中心根據(jù)需求響應(yīng)及有序用電安排修正D日負(fù)荷預(yù)測并用于發(fā)電計劃編制。
（八）需求響應(yīng)的執(zhí)行
需求響應(yīng)執(zhí)行日（D日）市場主體按中標(biāo)結(jié)果執(zhí)行需求響應(yīng)。
五、評價考核
（一）響應(yīng)評價
市場主體的需求響應(yīng)評價考核按虛擬電廠和批發(fā)用戶為單元開展。需求響應(yīng)執(zhí)行后,電網(wǎng)企業(yè)D+2日9:00點前提供響應(yīng)日基線負(fù)荷和實際測量負(fù)荷，交易中心D+3日評價需求響應(yīng)執(zhí)行效果。
實際響應(yīng)容量由基線負(fù)荷與實際測量負(fù)荷之差確定，按小時計算，具體計算公式如下：
實際響應(yīng)容量=D-2日發(fā)布的基線負(fù)荷－實際測量負(fù)荷
若該小時實際響應(yīng)容量大于等于中標(biāo)響應(yīng)容量的 R1 （50%，參數(shù)可動態(tài)調(diào)節(jié)，下同）且小于R2（70%）,該小時實際響應(yīng)容量的N（60%）計入有效響應(yīng)容量；若該小時實際響應(yīng)容量大于等于中標(biāo)響應(yīng)容量的R2（70%）且小于等于 R3（120%），該小時實際響應(yīng)容量全部計入有效響應(yīng)容量；若該小時實際響應(yīng)容量大于中標(biāo)響應(yīng)容量的R3（120%），該小時有效響應(yīng)容量計為中標(biāo)響應(yīng)容量的R3（120%）。對于實際響應(yīng)容量未達(dá)到中標(biāo)響應(yīng)容量的R1（50%），視為無效響應(yīng)。
需求響應(yīng)資源的響應(yīng)評價方法與虛擬電廠一致，作為需求響應(yīng)零售側(cè)合同結(jié)算的參考。零售電力用戶按照負(fù)荷聚集商代理其申報容量和出清價格進(jìn)行響應(yīng)評價。
（二）考核方式
當(dāng)實際響應(yīng)容量未達(dá)到中標(biāo)響應(yīng)容量的R1（50%）時，對中標(biāo)虛擬電廠和批發(fā)用戶的無效響應(yīng)容量進(jìn)行考核，考核費用按小時計算，具體計算公式如下：
各小時考核費用=（中標(biāo)響應(yīng)容量×R1—實際響應(yīng)容量）×出清價格×M（0.5）
其中，M為懲罰因子，并視市場運行情況調(diào)整。考核費用日清月結(jié)。
零售電力用戶按照負(fù)荷聚集商代理其申報容量和出清價格進(jìn)行考核，作為其與虛擬電廠之間調(diào)用收益分成使用。
（三）執(zhí)行結(jié)果披露和申訴
D+4日，交易中心向市場主體披露響應(yīng)日的有效響應(yīng)容量。月度結(jié)算前，市場主體對需求響應(yīng)結(jié)果存在異議，可在收到結(jié)算單后1個工作日內(nèi)向交易中心或?qū)俚毓╇娋痔岢錾暝V。
用戶申訴內(nèi)容涉及基線負(fù)荷、測量負(fù)荷范疇的，收到申訴的單位負(fù)責(zé)將相關(guān)資料移交計量中心，計量中心會同屬地供電局核查情況，對確認(rèn)差錯需要重新推送結(jié)算的數(shù)據(jù)，按日重新計算后并入當(dāng)月結(jié)算依據(jù)。用戶申訴內(nèi)容涉及出清結(jié)果的，收到申述的單位將相關(guān)資料移交調(diào)度中心，由調(diào)度中心進(jìn)行核實處理。用戶申訴內(nèi)容涉及需求響應(yīng)調(diào)用費用計算的，收到申述的單位將相關(guān)資料移交交易中心，由交易中心進(jìn)行核實處理。
六、結(jié)算
需求響應(yīng)結(jié)算采用日清月結(jié)的方式，每月8日前完成結(jié)算。需求響應(yīng)中標(biāo)并提供有效響應(yīng)容量的市場主體，按小時計算調(diào)用收益，具體計算公式如下：
負(fù)荷聚集商的調(diào)用收益=∑各虛擬電廠的調(diào)用收益=∑各虛擬電廠有效響應(yīng)容量×響應(yīng)價格×響應(yīng)時間-考核費用
批發(fā)用戶的調(diào)用收益=∑各電力用戶有效響應(yīng)容量×響應(yīng)價格×響應(yīng)時間-考核費用
需求響應(yīng)總調(diào)用收益=∑負(fù)荷聚集商的調(diào)用收益+∑批發(fā)用戶的調(diào)用收益。虛擬電廠與零售電力用戶之間先進(jìn)行調(diào)用收益（含考核費用）的縮放處理，再按零售合同約定的分成比例計算調(diào)用收益分成。
七、資金來源
現(xiàn)階段，市場用戶的月度需求響應(yīng)補(bǔ)助資金由全體參與市場化交易的電力用戶共同承擔(dān)，按月度實際交易電量進(jìn)行分?jǐn)?。度電分?jǐn)們r格上限為0.5分/千瓦時，超出上限時，按度電分?jǐn)們r格上限執(zhí)行。即按0.5分/千瓦時乘以月度實際交易電量得到月度實際需求響應(yīng)補(bǔ)助資金，并按其與月度需求響應(yīng)補(bǔ)助資金原總額的比值，等比例調(diào)減各市場用戶的需求響應(yīng)補(bǔ)助資金。
八、有關(guān)銜接
（一）與有序用電的銜接
1.與日前有序用電的銜接
當(dāng)日前出清的需求響應(yīng)量仍不滿足系統(tǒng)安全需要時，電網(wǎng)企業(yè)按照省政府主管部門下達(dá)的有序用電方案，結(jié)合系統(tǒng)供應(yīng)能力計算響應(yīng)日各地區(qū)有序用電計劃，扣除該地區(qū)符合條件的需求響應(yīng)中標(biāo)資源容量后，形成響應(yīng)日各地區(qū)有序用電正式計劃并下發(fā)各地市供電局執(zhí)行。
2.與實時有序用電的銜接
當(dāng)實際需求響應(yīng)執(zhí)行不到位時，電網(wǎng)企業(yè)按照地區(qū)政府主管部門印發(fā)的有序用電方案執(zhí)行。
（二）與中長期電力市場的銜接
交易中心參照《貴州電力中長期交易規(guī)則》，對提供有效響應(yīng)容量的批發(fā)用戶、注冊為負(fù)荷聚集商的售電公司，計算用戶當(dāng)月偏差考核電量后扣減有效響應(yīng)容量作為用戶最終的偏差考核電量。
（三）與交易電費結(jié)算的銜接
月度市場化交易用戶需求響應(yīng)補(bǔ)助資金分?jǐn)傎M用，作為用戶市場化交易電費的組成部分在交易結(jié)算依據(jù)中單列，月清月結(jié)。
九、組織保障
（一）強(qiáng)化組織領(lǐng)導(dǎo)。建立溝通協(xié)調(diào)機(jī)制，由省能源局會同有關(guān)單位定期研究電力需求響應(yīng)市場化交易組織和實施等工作，及時協(xié)調(diào)工作推進(jìn)過程中存在的問題和困難，推動需求響應(yīng)順利開展。
（二）加大宣傳力度。貴州電力交易中心提前開展相關(guān)市場主體的宣傳工作，通過南網(wǎng)在線微信公眾號、南網(wǎng)在線 APP、貴州電力交易中心網(wǎng)站和微信公眾號宣傳電力需求響應(yīng)政策，廣泛發(fā)動市場主體參與。電力用戶也可撥打95598和電力交易中心公共熱線電話進(jìn)行咨詢。
（三）積極組織開展需求響應(yīng)。組織開展需求響應(yīng)規(guī)則與業(yè)務(wù)培訓(xùn)，幫助供電局、電力用戶、售電公司更為熟悉交易規(guī)則和流程。積極組織開展需求響應(yīng)，廣泛發(fā)動市場主體積極參與需求響應(yīng)。
