海南电力需求响应实施细则：日内紧急削峰响应补偿上限2元/千瓦时

北极星售电网获悉，6月16日，海南省发展和改革委员会发布关于公开征求《海南省电力需求响应实施细则（征求意见稿）》意见的通知。文件明确，补偿标准：

约定型削峰响应采用电量补偿+容量补偿方式，日前邀约响应和日内紧急响应采用电量补偿方式，电量补偿标准单位为元/千瓦时，容量补偿标准单位为元/千瓦。

（一）约定型削峰响应。为了应对电力供需硬缺口，提前约定并储备的需求响应资源，按照“一次申报、周期滚动、日前调用”的原则，固定补偿价格为1.0元/千瓦时，按照调用电量进行补偿。执行需求响应当月，未调用部分享受备用容量补偿，补偿标准为0.3元/千瓦·月。

（二）日前邀约削峰响应。为了应对可预见的电力供需缺口，提前两天邀约用户进行削峰，按照单次响应的出清价格和响应电量进行补偿，补偿单价上限为1.5元/千瓦时。

（三）日内紧急（可中断负荷）削峰响应。为了应对紧急发生的电力供需缺口，缺口发生当天邀约用户进行削峰。按照单次响应的出清价格和响应电量进行补偿，补偿单价上限为2元/千瓦时。

（四）日前邀约填谷响应。为了应对可预见的电力消纳问题，提前两天邀约用户进行填谷。按照单次响应的出清价格和响应电量进行补偿，补偿单价上限为0.3元/千瓦时。

（五）日内紧急填谷响应。为了应对紧急发生的电力消纳问题，当天紧急邀约用户进行填谷，按照单次响应的出清价格和响应电量进行补偿，补偿单价上限为0.4元/千瓦时。

详情如下：

海南省发展和改革委员会

关于公开征求《海南省电力需求响应实施细则（征求意见稿）》意见的通知

为加强电力需求侧管理，推动电力系统安全降碳、提效降耗，根据国家《电力需求侧管理办法》《电力负荷管理办法》等规定，结合我省实际，我委起草了《海南省电力需求响应实施细则（征求意见稿）》。现向社会公开征求意见。

此次公开征求意见时间为2025年6月16日至2025年6月27日，欢迎有关单位和社会各界人士通过以下途径提出意见建议。

电子邮箱：yxj_fgw@hainan.gov.cn；

通讯地址：海南省海口市美兰区国兴大道9号省政府八楼省发展改革委806室,邮政编码：570204。

感谢您的参与和支持！

附件：1.海南省电力需求响应实施细则（征求意见稿）

2.海南省电力需求侧响应合作协议模板

3.海南省电力需求响应代理合同模板

海南发展和改革委员会

2025年6月16日

附件

海南省电力需求响应实施细则

第一章 总则

第一条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。

第二条为优化电力资源配置，提升需求侧管理能力，保障电力安全稳定供应，依据《电力负荷管理办法（2023年版）》（发改运行规〔2023〕1261号）、《电力需求侧管理办法（2023年版）》（发改运行规〔2023〕1283号）等规定，结合海南电力供需形势及《海南省2023年电力需求响应实施方案（试行）》（琼发改运行〔2023〕423号）运行情况，制定本实施细则。

第三条 遵循“政府主导、电网组织、市场运作、用户参与”原则，由省发展改革委统筹，电网企业组织实施，鼓励多元主体灵活参与，激活需求侧调节能力，构建“需求响应优先、有序用电保底”的电力平衡保障模式。

第四条 需求响应执行程序一般包括响应启动、邀约确认、响应执行、过程监测、效果评估、结果公示、资金发放等环节。

第二章 市场成员

第五条 需求响应市场成员包括电网企业、市场运营机构及经营主体三类。电网企业指海南电网有限责任公司以及地方供电企业（包含增量配电网）。市场运营机构包括电力负荷管理中心、电力交易中心、电力调度中心。经营主体包括电力用户、负荷聚合商、虚拟电厂等。

第六条 电网企业职责

（一）负责出资建设需求响应相关技术支持系统；

（二）配合省发展改革委开展需求响应评价、需求响应实施细则制定及优化等工作；

（三）根据电力供需形势，适时向省发展改革委提出需求响应启动建议；

（四）根据本细则开展资金结算发放等工作；

（五）负责组织所属供电单位对负荷管理装置运行状态进行监测检查；

（六）协调市场运营机构做好需求响应相关支撑工作。

第七条 （省级）电力负荷管理中心职责

（一）负责需求响应资源池建设；

（二）组织经营主体开展需求响应协议签订工作；

（三）对经营主体需求响应能力进行核验、对经营主体申报结果进行审核；

（四）负责需求响应工作的组织和实施；

（五）负责经营主体基线负荷认定；

（六）负责执行过程监测并指导中标用户实施响应；

（七）负责组织虚拟电厂调节能力认定，并出具检测报告；

（八）负责新型电力负荷管理系统建设、运维等支撑工作；

（九）负责市县电力负荷管理中心运转协调。

第八条 电力交易中心职责

（一）负责经营主体入市注册审核，响应需求信息及中标结果信息披露；

（二）负责出具需求响应日清算、月结算依据；

（三）负责根据职责范围完善“南方区域电力交易平台”相关功能。

第九条 电力调度中心职责

（一）负责动态评估负荷缺口并提出拟开展的需求响应规模；

（二）负责交易出清、安全校核；

（三）负责根据职责范围完善调度系统相关功能。

第十条 电力用户职责

（一）自愿参与市场，签订需求响应协议，进行用户注册与响应能力的申报，也可通过负荷聚合商代理参与市场（一户电力用户仅能由一个负荷聚合商或虚拟电厂代理参与需求响应交易）；

（二）服从电力负荷管理中心的统一管理，根据交易结果按时执行需求响应，获取需求响应补贴；

（三）提供需求响应所必须的响应能力及相关负荷信息；

（四）承担参与需求响应期间生产安全责任；

（五）严格遵守国家及海南省有关电力需求侧管理规定，维护市场秩序。

第十一条 负荷聚合商职责

（一）按规则参与需求响应交易，签订并履行需求响应协议、代理合同，做好响应资源管控和运营，根据交易结果按时执行需求响应；

（二）确保接入新型电力负荷管理系统的相关控制设备和技术系统安全可靠；

（三）提供需求响应所必须的响应能力及相关负荷信息；

（四）按照本细则参与电力需求响应并获得相应收益；

（五）承担参与需求响应期间生产安全责任；

（六）严格遵守国家及海南省有关电力需求侧管理规定，维护市场秩序。

第十二条 虚拟电厂职责

（一）与代理用户签订代理合同，具备可观、可测、可调、可控能力，并向省级电力负荷管理中心提供相应信息接口；

（二）提供需求响应所必须的响应能力及相关负荷信息，保证提交材料的真实性、完整性；

（三）按要求配合省级电力负荷管理中心开展能力检测及认定、资源接入等工作，确保接入新型电力负荷管理系统的技术系统安全可靠；

（四）与电网企业签订合作协议，并按规则参与需求响应交易，做好响应资源管控和运营，根据交易结果按时执行需求响应；

（五）按照本细则参与电力需求响应的虚拟电厂获得相应收益。

（六）承担参与需求响应期间生产安全责任；

（七）严格遵守国家及海南省有关电力需求侧管理规定，维护市场秩序。

第三章 市场管理

第十三条需求响应资源

需求响应资源包含工业生产领域中生产、辅助、办公生活等用电负荷，建筑楼宇中的集中式空调、分散式空调等制冷用电负荷，冰蓄冷、储能设施，电动汽车充电桩、V2G电动汽车等智慧用电设施。鼓励“两高”项目资源注册并优先参与需求响应。

第十四条准入条件

（一）电力用户。在南方电网营销管理系统具有省内独立的电力营销户号。具备电量分时计量与数据传送条件，数据准确性与可靠性应能满足交易要求。原则上直接参与需求响应最小响应能力不低于50千瓦，响应时长不低于1小时。10千伏及以上的电力用户可直接参与需求响应，也可通过负荷聚合商或虚拟电厂代理参与，供电电压等级在10千伏以下的电力用户由负荷聚合商或虚拟电厂代理参与需求响应。

（二）负荷聚合商。具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任，具体准入条件暂按售电公司有关要求执行，其代理的用户应满足参与需求响应电力用户的准入条件。原则上负荷聚合商最小响应能力不低于1000千瓦，响应时长不低于1小时。

（三）虚拟电厂。具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的负荷聚合商、售电公司或电力用户均可注册成为虚拟电厂，实现可调节负荷、新型储能、分布式电源、电动汽车等需求侧资源的聚合、协调，可聚合资源需通过省级电力负荷管理中心认定，原则上总调节能力不低于1000千瓦。

（四）参加日内紧急（可中断负荷）削峰响应的经营主体应具备电网直接控制条件，经省级电力负荷管理中心校验通过，并接入新型电力负荷管理系统。不具备电网直接控制条件的，电力用户按自身产权范围出资开展建设，具备条件后方可申请参加日内紧急（可中断负荷）削峰需求响应。

第十五条需求响应注册

（一）响应资源注册。满足准入条件的经营主体以“用电户号+结算户号”为交易单元在“南方区域电力交易平台”上注册为需求响应用户。响应资源的注册信息包括用电户号、结算户号、电压等级、用电性质、资源类型、资源所属地区、最大响应能力、最小响应能力、可响应时段、最大响应时长、最小响应时长等。

（二）经营主体信息变更。经营主体变更注册信息时，通过“南方区域电力交易平台”发起变更申请，经电力交易中心审核生效，变更审核期间不允许参与电力需求响应。

（三）需求响应协议。电力用户、负荷聚合商、虚拟电厂参与需求响应前，应与电网企业签订需求响应合作协议，包括但不仅限于各方权利、义务、违约责任等信息。

（四）需求响应代理。负荷聚合商、虚拟电厂与其代理的电力用户应签订需求响应代理合同，作为需求响应零售交易及结算的执行依据。合同信息包括但不仅限于收益分成比例信息。

第四章 需求响应交易

第十六条交易品种

按照需求响应的使用场景和调用方式，将需求响应分为日前响应和日内响应两类，按照响应邀约方式分为约定型响应和邀约型响应。交易品种分为约定型削峰、日前邀约削峰、日内紧急（可中断负荷）削峰、日前邀约填谷、日内紧急填谷五类。

第十七条补偿标准

约定型削峰响应采用电量补偿+容量补偿方式，日前邀约响应和日内紧急响应采用电量补偿方式，电量补偿标准单位为元/千瓦时，容量补偿标准单位为元/千瓦。

（一）约定型削峰响应。为了应对电力供需硬缺口，提前约定并储备的需求响应资源，按照“一次申报、周期滚动、日前调用”的原则，固定补偿价格为1.0元/千瓦时，按照调用电量进行补偿。执行需求响应当月，未调用部分享受备用容量补偿，补偿标准为0.3元/千瓦·月。

（二）日前邀约削峰响应。为了应对可预见的电力供需缺口，提前两天邀约用户进行削峰，按照单次响应的出清价格和响应电量进行补偿，补偿单价上限为1.5元/千瓦时。

（三）日内紧急（可中断负荷）削峰响应。为了应对紧急发生的电力供需缺口，缺口发生当天邀约用户进行削峰。按照单次响应的出清价格和响应电量进行补偿，补偿单价上限为2元/千瓦时。

（四）日前邀约填谷响应。为了应对可预见的电力消纳问题，提前两天邀约用户进行填谷。按照单次响应的出清价格和响应电量进行补偿，补偿单价上限为0.3元/千瓦时。

（五）日内紧急填谷响应。为了应对紧急发生的电力消纳问题，当天紧急邀约用户进行填谷，按照单次响应的出清价格和响应电量进行补偿，补偿单价上限为0.4元/千瓦时。

第五章 需求响应实施

第十八条启动条件

（一）削峰类响应启动条件：当充分挖掘发电端供电能力以及省外电力支援的情况下，全省或局部范围呈现电力供需平衡缺口（不包含发生全网或局部电网紧急事故状态下的电力缺口情况），电力调度中心研判并发出电力缺口信息，电网企业报省发展改革委批准后可按需发起约定型或邀约型削峰响应（含日前邀约削峰和日内紧急削峰）。

（二）填谷类响应启动条件：当用电负荷水平较低，电网调节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，电网企业根据电力调度中心研判的电力富余情况，报省发展改革委批准后按需发起日前填谷或日内紧急填谷响应。

（三）在充分挖掘发电端供电能力以及省外电力支援的情况下，电力存在硬缺口时（一周内超过5天存在电力缺口），原则上优先组织约定型需求响应。电力缺口在执行日（D日）前两天（D-2日）12:00前发布的，组织日前邀约响应。电力缺口不满足在执行日（D日）前两天（D-2日）12:00 前发布要求的，组织日内紧急响应。

第十九条约定型需求响应实施流程

（一）缺口预测。原则上每年4月前，电力调度中心向省级电力负荷管理中心发布研判的月度缺口信息，电网企业报省发展改革委同意后组织约定型需求响应申报。

（二）需求发布。省级电力负荷管理中心原则上每年4月前（必要时可按月开展）组织电力交易中心通过“南方区域电力交易平台”发布邀约。

（三）市场申报。按照“一次申报、周期滚动、日前调用”原则，经营主体申报迎峰度夏期间（或次月）参与约定型需求响应，申报信息包括但不仅限于参与的需求响应资源组合、响应容量、响应时间段。

（四）市场出清。电力调度中心开展需求响应出清，按照申报的“负荷控制、时间、容量”优先顺序依次进行成交，直至满足响应容量需求，电力交易中心发布需求响应交易成交结果通知书。省级电力负荷管理中心按月持续监测约定需求响应中标主体的用电状态，中标时段当月平均负荷不应低于中标备用容量，否则视为无效容量，不给予补贴。

（五）响应执行。进入迎峰度夏用电紧张时期，经省发改委同意确定次日要实施约定型需求响应时，省级电力负荷管理中心于响应日前一天通过电话、短信、人工通知等方式通知经营主体，经营主体按约定调控负荷。

第二十条日前邀约需求响应实施流程

（一）缺口发现。电力调度中心在需求发布日（D-2日）前根据全省统调负荷预测，测算响应日（D日）初步电力缺口，并在（D-2日）12:00前电力调度中心向省级电力负荷管理中心发布缺口需求，电网企业及时报省发展改革委同意后启动需求响应。

（二）需求发布。省级电力负荷管理中心向电力交易中心提供需求响应信息，（D-2日）15:00前，电力交易中心向经营主体披露运行日（D日）日前邀约响应需求信息。

（三）市场申报。需求发布后，竞价日（D-1日）12:00 前，经营主体在“南方区域电力交易平台”提交申报信息，已接入新型电力负荷管理系统的需提交开关控制顺序。经营主体申报信息包括但不仅限于参与响应日的需求响应资源组合、响应容量、响应时间段、响应价格。

（四）市场出清。竞价日（D-1日）16:00前，电力调度中心开展需求响应出清，按照申报的“负荷控制、价格、时间、容量”优先顺序依次进行成交，直至满足响应容量需求。采用边际出清定价模式，出清价格以边际申报价作为各经营主体中标响应价格。

（五）结果发布。竞价日（D-1日）17:00前，电力交易中心发布需求响应交易成交结果通知书，明确用户、参与响应的补偿价格、响应时段和中标负荷等信息，通过“南方区域电力交易平台”通知相关经营主体参与需求响应。负荷聚合商、虚拟电厂负责将结果告知其代理的用户。

（六）响应执行。需求响应执行日（D日），经营主体按中标结果执行需求响应，已接入新型电力负荷管理系统的电力用户，在响应执行开始15分钟内未按中标容量自行完成负荷调节，电网企业可直接进行负荷控制。

（七）响应效果评估。需求响应结束后，电网企业及时统计需求响应执行情况，按要求报送省发展改革委。

（八）日前邀约填谷响应根据电网运行需要参照执行。

第二十一条日内紧急（可中断负荷）需求响应实施流程

（一）缺口发现。电力调度中心根据全省统调负荷预测6小时后将存在电力缺口（缺口且持续时间大于1小时），电力调度中心在需求响应执行前5小时向省级电力负荷管理中心发布缺口需求，电网企业及时报省发展改革委同意后启动日内紧急需求响应。

（二）需求发布。省级电力负荷管理中心于需求响应执行前5小时内向电力交易中心提供响应日需求响应信息，具体包括但不仅限于需求容量、需求时段、需求地区等响应需求负荷信息。电力交易中心于需求响应执行前4小时通过“南方区域电力交易平台”向经营主体发布日内紧急响应需求公告，包括但不仅限于需求容量、需求时段、需求地区等具体响应需求负荷信息。

（三）市场申报。需求响应执行前3小时，经营主体在“南方区域电力交易平台”提交申报信息。经营主体申报信息包括但不仅限于参与响应日的需求响应资源组合、响应容量、响应时间段、响应价格。

（四）市场出清。需求响应执行前2小时，电力调度中心开展需求响应出清，按照申报的“负荷控制、价格、时间、容量”优先顺序依次进行成交，直至满足响应容量需求。采用边际出清定价模式，出清价格以边际申报价作为各经营主体中标响应价格。

（四）结果发布。需求响应执行前2小时，电力交易中心发布需求响应交易成交结果通知书，明确用户、参与响应的补偿价格、响应时段和中标负荷等信息，通过“南方区域电力交易平台”通知相关经营主体参与需求响应。负荷聚合商、虚拟电厂负责将结果告知其代理的用户。

（五）响应执行。经营主体按中标结果在响应时段自行完成负荷调节，已接入电力负荷管理系统的电力用户，在响应执行开始15分钟内未按中标容量自行完成负荷调节，电网企业可直接进行负荷控制。

（六）响应效果评估。电网企业统计需求响应的执行情况，按要求报送省发展改革委。

（七）日内紧急填谷响应根据电网运行需要参照执行。

第二十二条市场中止

因不可抗力等其他因素、电网发生重大事故、技术支撑平台故障导致市场无法正常进行，以及重大活动对电网安全稳定有特殊要求时，省级电力负荷管理中心向省发展改革委报备后可通知中止执行需求响应。

第六章 需求响应评价

第二十三条基线负荷计算

（一）日前邀约响应基线负荷计算规则。基线负荷计算以电网企业的采集数据为准，基线负荷以小时平均功率计算（具备条件后,采用分钟级功率计算），样本日的日期类型划分为节假日和工作日，通过取启动需求响应前5个相同类型样本日，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。计算每一样本日在需求响应时段的集合平均负荷，若某一个样本日的平均负荷低于样本日集合平均负荷25%或高于样本日集合平均负荷200%，则将该日从样本日集合剔除；同时依次向前重新获取样本日，直到选满符合要求的5个样本日，5个样本日的平均负荷为该响应资源的日前邀约响应基线负荷，原则上向前递推不得超过45天，若超过45天，则取现有样本。

（二）日内紧急响应基线负荷计算规则。当需求响应公告发布后，实时负荷（前两小时的整点瞬时功率的平均值）低于或等于原始基线负荷（参考日前基线负荷计算规则）的50%时，采用实时负荷作为日内基线负荷；高于原始基线负荷的50%时，采用原始基线负荷×50%+实时负荷×50%计算日内基线负荷。

第二十四条 基线负荷发布

电网企业滚动计算单个需求响应资源的基线负荷并进行校核，日前邀约响应基线负荷数据于每日10:30前推送，由电力交易中心通过“南方区域电力交易平台”向经营主体发布。日内紧急响应基线负荷在启动后一小时内，由电力交易中心通过“南方区域电力交易平台”向经营主体发布。对基线负荷有异议的经营主体，需在当日17:30前提出复议并提供佐证材料，经省级电力负荷管理中心审核通过后，可重新计算基线负荷。若未收到反馈意见视为无异议。

第二十五条 响应评价

响应执行后，电网企业D+2（D指响应日）日9:00点前提供响应日基线负荷和实际测量负荷，省级电力负荷管理中心在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：

削峰实际响应容量=基线负荷-实际测量负荷。

填谷实际响应容量=实际测量负荷-基线负荷。

若该小时实际响应容量未达到中标响应容量的50%，视为无效响应。若该小时实际响应容量大于等于中标响应容量的50%且小于等于80%，该小时有效响应容量计为中标响应容量的60%；若该小时实际响应容量大于等于中标响应容量的80%且小于等于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120%，该小时有效响应容量计为中标响应容量的120%。

单次响应有效响应容量=Σ响应时段内每小时实际响应容量÷响应小时数。

直接参与需求响应，有效响应容量以户为单元进行计算。由负荷聚合商或虚拟电厂代理参与需求响应的，以负荷聚合商、虚拟电厂为单元打包计算整体有效响应容量。

在同一时段，经营主体同时参加约定型需求响应（或日前需求响应）和日内需求响应时，优先进行约定型需求响应（或日前需求响应）效果评估，超出约定或日前申报容量的实际响应负荷，再用于日内响应效果评价。

第二十六条 考核方式

（一）现阶段填谷需求响应不考核执行效果。削峰需求响应期间，若经营主体实际响应容量未达到中标响应容量的50%时，对中标经营主体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×50%-实际响应容量）×出清价格×M（0.5），其中M为惩罚因子，视市场运行情况调整。

（二）因特殊情况导致无效响应的，经营主体可在日清算结果披露后2个自然日内向电力交易中心提出申诉，经省级电力负荷管理中心认定，可免于考核。

第二十七条 执行结果披露

电力交易中心在D+3日（D指响应日）向经营主体披露响应日的日清算结果。月度结算前发生因基线负荷有效响应容量差错等引起的需求响应费用调整，由经营主体在收到日清算单后2个自然日内向电力交易中心提交申请和相关证明材料，省级电力负荷管理中心核查情况后，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。

第七章 需求响应结算

第二十八条收益结算

采用日清月结的方式，按小时计算需求响应收益。

约定型响应收益=∑有效响应容量×固定单价×响应时间-考核费用。

备用容量收益=（出清容量-有效响应容量）×固定单价。

日前邀约或日内紧急响应收益=∑有效响应容量×中标响应价格×响应时间-考核费用。

第二十九条 资金来源与分摊

按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则，削峰需求响应资金来源为尖峰电价增收资金和电力中长期市场化交易偏差电量考核费用。填谷需求响应费用由集中式新能源发电项目、核电按执行需求响应当月上网电量比例分摊，电网企业每月将该费用合并入参与分摊的发电企业电费账单中。

第三十条 发放方式

（一）需求响应补偿资金按照公开、透明的原则安排使用，电网企业统计需求响应结果并测算各参与响应经营主体的补偿费用，报省发展改革委审核并公示，次月由电网企业通过电费退补的方式进行发放。

（二）负荷聚合商的需求响应费用统一由电网企业提供结算依据，负荷聚合商提供相应补偿差额的增值税专用发票后，电网企业予以发放。通过负荷聚合商参与需求响应的电力用户，零售结算费用根据负荷聚合商整体有效响应容量收益、约定分成比例以及有效响应用户的实际响应容量进行分摊，并直接在向电网企业缴纳月度电费中扣减。参与约定型需求响应但整体上未被调用的，按用户的备用容量进行分摊。

（三）电力用户直接参与需求响应，原则上需求响应补偿金额与电费相互冲抵。如电力用户销户需提取需求响应补偿金额，应在结算电费中扣减后，提供剩余补偿金额的增值税专用发票给电网企业予以发放。

（四）虚拟电厂收益和考核费用单独与电网企业结算，虚拟电厂提供相应补偿差额的增值税专用发票后，电网企业予以发放，其代理用户收益及考核由虚拟电厂按约定分成比例与用户结算。

第八章 保障措施

第三十一条 组织保障

（一）省发展改革委负责对需求响应工作进行整体的指导和协调，电网企业负责组织需求响应协议签订和需求响应的具体执行、效果评估及补偿资金发放，各市县发展改革委和供电局相互配合，加强沟通协调，做好各环节的相关工作。经营主体根据企业生产实际，认真评估响应能力，履约实施需求响应。

（二）各市县发展改革委、电力负荷管理中心、供电局要积极做好需求响应政策的宣传及解读，组织具备条件的经营主体积极参与需求响应，塑造需求响应良性环境。

（三）各市县电力负荷管理中心应加强实体化建设，持续深化负荷管理体系建设，不断提高科学化、专业化、精细化负荷管理水平，实现电力负荷资源统一管理、统一调控和统一服务。

第三十二条 运行保障

（一）持续优化完善需求新型电力负荷管理等支持系统，为市场提供技术支持和服务，通过系统对用户的用电情况进行实时监测和分析，评估需求响应效果，及时发现并解决可能出现的问题。

（二）电网企业负责组织做好负荷管理装置的运维管理工作，确保数据监测的准确性和实时性。经营主体按照要求配合电网企业做好产权用电设备维护和管理，确保设备处于良好的运行状态。

（三）电网企业结合年度电力供需形势，编制全省需求响应演练计划，原则上迎峰度夏（冬）前，分别组织开展一次演练，通过模拟多类型演练场景，全方面检验需求响应资源池建设实效，提升实战快速响应能力。

附录：1.海南省电力需求响应合作协议模板

2.海南省电力需求响应代理合同模板