从( )等方面，梳理营销、调度等相关专业的职责分工，明确全流程工作要求，指导建立统一的业务管理规范和操作指引。各单位结合当地实际组织开展全业务全流程推演，承接细化制定负荷管理工作机制，提升业务管理水平。

代理购电年度、月度交易，应充分考虑不同月份优先发电电量与居民农业用电量之间的缺口或裕度，分月、分时段申报市场电量需求，其中现货运行省份应提交分时电量曲线。

代理购电电量预测应参照前三年分类电量数据，结合当地经济、气象、节假日、业扩报装等因素，按年度、月度、分时段准确预测( )，减少偏差结算电量。

为全面规范代理购电营销（交易）业务，对涉及的（）、（）、（）等相关业务事项进行明确，根据有关政策文件规定，制定本规范。

新装用户如何申请接入新型负荷管理系统？

2023 年，建成网、省两级新型电力负荷管理系统；高压用户负荷监测能力达到 100%；负荷控制能力达到本地区最大负荷的5% ，其中全网柔性负荷控制能力力争达到() 万千瓦；小时级、分钟级需求响应达到实用化；试点开展秒级、毫秒级可中断负荷调控建设。

持续提升电能替代项目的灵活互动能力和可再生能源消纳水平。实施电能替代新增电力电量应优先通过可再生能源电力满足，支持电能替代项目开展（）、绿证交易，进一步提高可再生能源消纳占比，推动电能替代项目参与分布式发电市场化交易。鼓励电能替代项目通过负荷聚合商参与需求响应。

实施电网企业电力需求侧管理目标责任考核评价制度，省级电力运行主管部门制定和下达本级电网企业电力电量节约指标，采取评价与考核相结合的方式，实行年度评价、统筹考核；电网企业当年电力、电量节约指标不低于其售电营业区内上年最大用电负荷的0.3%、上年售电量的 ( )；电网企业可通过自行组织实施或购买服务实现。进一步完善评价考核指标体系，提升非输配环节项目评价比重。

电力需求侧管理应贯彻落实（）、保护环境的基本国策，坚持统筹发展和安全守牢能源电力安全底线。

电力负荷管理办法自2023年10月1日起施行，有效期（）。

建立并完善与电力市场衔接的需求响应价格机制。根据“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的原则，支持具备条件的地区，通过实施尖峰电价、（）限价区间等手段提高经济激励水平。鼓励需求响应主体参与相应电能量市场、辅助服务市场、容量市场等，按市场规则获取经济收益。