根据电网安全运行和区域市场运行需要，组织开展（）等多品种辅助 服务交易，通过市场化竞争方式获取电力辅助服务并形成辅助服务价格。

构建技术标准体系。依托全国电力需求侧管理标委会平台，联合行业协会及相关单位加快建立完善负荷管理技术标准体系。制定（）、（）、（）等，推动负荷管理规范化、标准化发展。建立虚拟电厂标准体系，制定平台架构功能、运营管理、资源接入、终端安全防护、分布式源荷互动等技术规范，推动虚拟电厂业态健康发展。

打造典型应用示范。各省区根据资源禀赋特性，开展示范项目建设，推动负荷管理技术在不同场景的实践应用。（）重点打造空调负荷规模化调节、需求响应常态化应用示范；（）重点打造局部区域保供、需求响应常态化应用示范；（）重点打造适应保供与新能源消纳并存新形势的常态化需求响应、工业负荷远程有载柔性调节技术应用示范；（）重点打造规模化充电桩负荷管理应用示范；（）重点打造规模化充电负荷聚合参与负荷管理应用示范；（）重点打造虚拟电厂与负荷管理系统融合互动应用示范。

开展科技专项攻关。研究制定公司至2030年需求侧主动调节能力建设规划。在（）、（）、（）、（）、（）等领域，开展专项攻关。

建立日常运维保障机制。明确各类负荷资源接入、退出标准，将负荷管理装置纳入计量装置全生命周期管理。利用负荷管理系统主站对终端、负荷控制回路进行在线监测与智能诊断，建立（）能力，确保设备运行状态良好。建立（）和（）相结合的工作机制，开展负荷资源控制能力有效性评价和动态管理。

建立“站-线-变-户”分层分级的负荷资源池，完善负荷分类定级及序位管理，根据用户（）、（）、（）、（）等维度进行标签化管理。探索考虑产业链联动，按上下游关系做好负荷资源分群管理，最大化减轻负荷管理对用户的影响。

坚持负荷资源统一管理、统一调控、统一服务的原则，组织虚拟电厂、负荷聚合商接入新型电力负荷管理系统，并建立参与负荷管理的（）、（）、（）、（）、（）和（）体系。

优先将有序用电用户纳入负荷管理改造范围，各市、县接入可控资源分布均衡，战时负荷管理系统作为有序用电保底技术措施，确保有序用电计划执行到位。建立柔性负荷资源认定标准及接入评价标准，重点挖掘工业可（）、（）和（）等资源的柔性调节能力。

完善与相关业务系统的数据接口，实现数据交互、业务联动和流程闭环。开发与负荷聚合商、虚拟电厂等主体的数据接口，支持负荷信息（）、（）、（）、（）、（）等信息交互。完善与“南网在线”等移动端应用的数据接口，实现用户便捷参与需求响应和信息查询。同步完善系统运行接口需求。

加强网级主站业务监测功能建设，强化负荷资源管控能力，实现负荷资源可控能力自动核验，执行结果自动评价。开展（），以及（）。建立实用化评价指标体系，不断提升装置运行水平和数据质量水平，支撑业务规范、高效开展。

（），开展负荷聚合商、虚拟电厂等接入功能建设，为第三方主体提供技术服务。（），降低数据采集时延，动态评估负荷资源实时可控能力，分析用户参与需求响应能力潜力，支撑市场化需求响应常态化应用。结合各地行业产业结构，探索产业链负荷联动分析。（），实现与生产环境同步的数字沙盘演练功能，常态检验方案、流程、装置的有效性，支撑战时可用。