电网企业不可通过自行组织实施或购买服务实现（ ）

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。

各地电力运行主管部门应指导（）与电网企业签订需求响应协议，明确各方权利、义务、争议解决、违约责任、协议终止等条款。

持续完善市场化需求响应（）和配套规则，支撑负控装置建设和日内小时级、分钟级负荷管理需要。

2023年底前，高压用户96点负荷监测能力达到100%；负荷控制能力达到本地区最大负荷的（ ），小时级、分钟级需求响应达到实用化。

全面提升负荷管理业务支撑能力。规范系统功能建设，开展业务模型、功能规范、（）等标准化设计，确保系统基础功能完备，支撑通过系统管理有序用电、需求响应方案和用户清单，有序用电、需求响应用户全部纳入系统监测并做好群组管理。