各市（定州、辛集市）发展改革委(局)，雄安新区改革发展局，国网河北省电力有限公司、国网冀北电力有限公司：

按照国家发展改革委工作部署和《电力需求侧管理办法（2023年版）》《电力负荷管理办法（2023年版）》等文件要求，为有效应对电力供应不足、突发事件等情况，保障我省电网安全稳定运行、供用电秩序平稳，我委组织国网河北省电力有限公司、国网冀北电力有限公司，结合2026年秋冬季电力供需形势预测，编制了《河北省2026年秋冬季电力负荷管理工作方案》，已经省政府同意，现印发你们，请认真贯彻执行。

                         河北省发展和改革委员会

                            2026年10月29日

河北省2026年秋冬季电力负荷管理工作方案

为有效应对电力供应不足、突发事件等情况，保障我省电网安全稳定运行、供用电秩序平稳，我委认真总结2026年夏季电力保供工作经验，结合秋冬季用电特性，特制定本方案。

一、供需形势

综合考虑经济运行态势、电力电量增长情况以及近几年气温变化等因素影响，冬季预计河北南网早、晚峰最大负荷分别为5600万千瓦、5100万千瓦，供应充足；冀北电网早、晚峰最大负荷分别为3600万千瓦、3500万千瓦，电力供需平衡。如遇持续性极寒天气等极端情况，河北南网供需平衡略有裕度；冀北电网按照京津唐统一平衡原则，与天津按照2:1进行分担，电力缺口83万千瓦。

二、重点任务

（一）持续推进节约战略

1．加强景观照明节能管理。各市电力运行主管部门会同电网企业，全面排查景观照明设施，鼓励采用高效节能灯具，合理设置照明时间和亮度，避免过度照明和能源浪费。在电力供应紧张时期，各市电力运行管理部门要组织有关单位关闭城市夜景亮化景观，特别是单纯展示城市形象的“灯光秀”。

2．推动工业企业节能降耗。各市电力运行主管部门要会同电网企业引导“两高”企业节能改造和用电灵活控制改造，组织开展工业企业能效诊断，推动企业淘汰高耗能设备，提升清洁生产水平及能源、资源综合利用水平。坚决遏制高耗能高排放项目盲目发展，全面提升能源利用率。

3．开展居民节电活动。各市电力运行主管部门要广泛开展科学用电、节约用电宣传，组织开展线上线下节电活动。电网企业要依托“e起节电”活动，引导广大群众在用电尖峰时段错避峰使用电采暖、空调、充电桩等大功率用电设备。加强峰谷电价、居民阶梯电价宣传力度，引导自觉削峰填谷。

（二）坚持需求响应优先

1．实施工业企业弹性检修。各市电力运行主管部门组织电网企业全面排查用电容量1000千伏安及以上工业企业检修计划，对具有一定时间弹性的企业检修，由供用电双方协商签订顶峰检修调度协议，在用电负荷高峰期间，由双方协商安排停电检修时间。

2．推进发电资源增发保供。各市电力运行主管部门要组织自备电厂企业做好秋检消缺，严格按电力调度机构要求应开尽开、应发尽发。电网企业要指导配置储能设施的用户在电力供应紧张时段提升顶峰放电能力。鼓励大数据中心等拥有自备发电机的用户，在不影响自身安全的前提下，实施离网自供。

3．持续拓展需求响应资源池。各级电力运行主管部门要组织电网企业开展潜力用户摸排，引导用户侧储能、充电设施等签约需求响应市场。省级电力负荷管理中心要规范开展虚拟电厂资质审核、能力校核、运行监测、市场交易等服务工作。鼓励虚拟电厂运营商聚合未签约入市的小零散资源参与需求响应市场。

4．规范需求响应市场运营。各级电力负荷管理中心要服务用户做好负荷压降操作方案和应急预案，建立“用户申报+系统评估”双重校核机制，动态调整用户签约规模和调节能力，开展快速、实时响应中标主体的校核调用。省电力负荷管理中心要规范组织需求响应月度竞价出清，适时启动需求响应市场。

（三）落实有序用电保底

1．明确负荷管理指标。在可预知电力供应不足等情况下，依靠提升发电出力、市场组织、需求响应、应急调度等各类措施后，仍无法满足电力电量供需平衡时，依法依规实施有序用电，控制部分用电负荷。落实国家发展改革委电力负荷管理办法要求，按照本地区秋冬季历史最大负荷（河北南网5359.6万千瓦、出现在2026年1月19日；冀北电网3369万千瓦，出现在2026年1月19日）的30%，参考各市工业负荷及行业分布，细化分解6级指标。

2026年河北南网秋冬季电力负荷管理指标

单位：万千瓦

注：沧州的指标包括沧州源兴配售电公司。

2026年冀北电网秋冬季电力负荷管理指标

单位：万千瓦

2．指标分解落实到户。各级电力运行主管部门要严格落实有保有限原则（见附件），确定纳入有序用电方案的用户名单，方案及用户明细要在11月15日前报省发展改革委备案。组织电网企业常态监测用户负荷，按照“一用一调整”原则及时调整用户名单，确保有序用电措施有效。做足电网供电薄弱区域有序用电规模，应对电网故障等造成的局部电网持续性供应不足问题。

3．规范履行告知义务。各级电力运行主管部门和电网企业应对纳入有序用电方案的电力用户及时告知，指导用户制定内部操作预案，在迎峰度冬前开展演练。除极端天气或自然灾害等不可抗力和电网紧急状态下，在对用户实施、变更、取消有序用电措施前，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。实施有序用电应至少于前一天告知。

4．完善轮休调休措施。当预测缺口持续时间较长时，各市电力运行主管部门要会同电网企业完善周期性轮休轮停方案，安排工业企业分批执行负荷管理措施，做好应对长时期、长时段、大规模负荷管理的准备。工作日突发极端较大电力供需缺口且当天处于全时段缺电时，引导非连续生产企业，将部分工作日用电负荷有效转移至休息日。

5．做好极端停限准备。由于极端雨雪天气或自然灾害等不可抗力因素，导致电力供应缺口超出负荷管理方案执行能力时，各级电力运行主管部门要结合本地情况，制定扩大范围的应急预案，实施分行业大规模负荷管理措施，确保民生供电供暖可靠供应。

6．强化调控能力实测验证。各级电力运行主管部门要联合电网企业对接纳入方案用户，2026年底前完成次年实测验证计划收集和统筹，按计划每月组织开展实调验证，并协同推进问题整改，相关电力用户应主动配合。省级电网企业每季度总结分析负荷控制能力和实调验证情况，汇报省发展改革委。

（四）促进新能源消纳

1．规范实施填谷需求响应。电网企业要强化重点行业、重点用户促消纳潜力分析，加强填谷需求响应政策宣传，引导潜力用户和虚拟电厂签约入市。省级电网企业要做好新能源消纳形势预测，省电力负荷管理中心要规范组织填谷需求响应月度竞价出清，适时启动填谷需求响应市场。

2．引导各类资源促消纳。春秋季、节假日等新能源消纳困难时段，各级电力运行主管部门要联合电网企业开展潜力用户走访，引导用户调整生产，增大午后时段用电负荷，促进新能源消纳。鼓励充电运营商在午间低谷电价时段推出充电优惠券、服务费折扣等，鼓励自备电厂企业、配置储能设施的企业在新能源大发时段减少自备电厂出力、优化充放电策略，增加用网电量。

三、分级调控措施

各级电力运行管理部门要会同电网企业及用户在迎峰度冬前组织开展负荷管理应急演练，提升应急响应能力。电网企业要密切跟踪电力供需走势，当预测可能出现电力供应缺口时，提出负荷管理预警意见，需执行需求响应、有序用电措施时，应经省发展改革委同意。

（一）河北南网80万千瓦缺口以内、冀北电网100万千瓦缺口以内，采用景观照明关停、工业企业顶峰检修、用户侧储能调节、自备电厂调产增发等负荷管理前置措施应对。

（二）河北南网80万千瓦～500万千瓦、冀北电网100万千瓦～350万千瓦缺口，采用负荷管理前置措施+需求响应方式应对。按照需求响应市场运营规则发起用户邀约，形成应约序位。

（三）河北南网500万千瓦、冀北电网350万千瓦缺口以上，采用负荷管理前置措施+需求响应+有序用电方式应对。在采取上述措施基础上，报请省政府同意，在政府指导下，统筹双高用户限产、周期性轮休轮停等有序用电策略，制定有序用电实施方案并发布执行。

（四）出现长时间供应缺口，负荷管理前置措施持续时间为3天，小缺口且持续3天以上时，需同步启动需求响应措施。需求响应用户响应能力随着持续时间增加不断衰减，当缺口持续时间较长用户应约容量不足时，需同步启动有序用电措施。

负荷管理措施执行期间，各市发改、工信、宣传等部门要组建联合督导组进行现场督导检查，对执行负荷管理方案不力、擅自超限额用电的电力用户，要立即责令改正，必要时由电网企业采取远程负荷控制措施。在Ⅱ、Ⅰ级预警时，市、县政府及相关部门主要负责同志要到负荷管理中心现场指挥。执行结束后次日8时前，各级电力负荷管理中心应将执行情况报当地电力运行主管部门。

该方案有效期至2027年电力负荷管理工作方案发布日。若遇国家政策调整等特殊情况，按最新文件要求执行。

附件：电力负荷管理保限行业分类

附件

电力负荷管理保限行业分类

按照《电力负荷管理办法（2023年版）》，出现电力缺口时：

（一）优先保障以下用电

1．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；

2．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；

3．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；

4．供水、供热、供能等基础设施用户；

5．居民生活，排灌、化肥生产等农业生产用电；

6．国家重点工程、军工企业。

7．落实《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于促进光伏产业链健康发展有关事项的通知》（发改办运行〔2022〕788号）文件要求，对于产品价格控制在合理区间的多晶硅生产用电负荷，各地暂不纳入电力负荷管理工作方案。

8．市县政府确定的其他保障单位，需经省发展改革委同意备案。

（二）重点管控以下用电

1．违规建成或在建项目；

2．产业结构调整目录中淘汰类、限制类企业；

3．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；

4．景观照明、亮化工程；

5．其他高耗能、高排放、低水平企业。依据高耗能行业重点领域能效标杆水平和基准水平，优先限制能效水平低于基准水平的企业用电需求。