跨省中长期交易基本原则（）

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。

拓宽资金来源，推动政府通过（）、（）等方式落实响应资金来源，有条件的地区适当加大激励，稳定用户收益预期。扩大主体范围，在政府指导下构建需求响应资源库，支持各类经营性电力用户均可参与需求响应，有序引导具备响应能力的非经营性电力用户参与需求响应，并基于实际执行情况等动态更新资源清单。研究虚拟电厂、负荷聚合商等新兴主体参与市场机制。

推动政府因地制宜健全需求响应市场机制，持续配合政府优化需求响应方案，推动需求响应常态化运营、逐步将需求响应作为电网经济运行常态化调节措施。丰富交易品种，推动政府优化日前、日内需求响应交易规则，建立（）（或可中断负荷）需求响应品种，按需建立（）响应品种。

配合省级电力运行主管部门结合本地区实际情况，制定相关方案和实施细则。（ ）。完善负荷管理运作机制及业务流程，指导省（级）电网公司优化负荷管理机构设置，厘清负荷管理业务界面，配置与业务发展相适应的人、财、物资源。

2024年，各地负荷控制能力达到本地区最大负荷的（），其中全网柔性负荷调节能力达到400万千瓦。2025年，各地负荷控制能力达到本地区最大负荷的（）。

实现负荷管理的智能化、精益化、柔性化和常态化，发挥有序用电（）措施作用，保障有序用电（）到位，为用户、负荷聚合商及（）参与（）等提供技术服务支持，为政府提供电力保供、用电分析等公共服务支撑。

立足于资源接入与实践应用并重的总体要求，加快建立（）、（）、（）、（）的负荷管理体系，推动负荷管理中心实体化运作，推进负荷管理系统建设，提升科技创新能力，开展试点示范应用，健全市场交易机制。

以建设刚柔并济的负荷侧调节能力为目标，统筹推进刚性、柔性多元负荷接入系统，做实负荷控制能力，紧密依靠科技创新突破（）、（）等重难点技术问题，充分挖掘（）、（）柔性调节能力，大力提升客户用电体验。

以客户为中心，完善市场化机制，激励用户主动调整用电行为，实现整体（）和（）最优。加强（）、（）、（）总体防护，避免保安负荷接入控制回路，统筹电力安全保供，坚决守住“决不允许发生大面积拉闸限电”的安全红线