根据国家和地方节能目标责任评价考核的名义对用能企业、单位等实施无差别的有序用电。（）

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。

遵循公司总体架构顶层设计，加强制定统一技术标准，实现负荷资源规范管理，统筹兼顾电网（ ）、建设、运行。

电网企业应落实负荷管理系统安全防护主体责任，将系统安全防护工作纳入日常安全生产管理体系，建立心急保障预案，强化风险管理，做好软硬件设备安全防护。电力用户应主动配合做好负荷管理装置等安全防护工作，不得私自（）、更改、破坏系统正常运行。

完善运行机制。各级政府电力运行主管部门会同能源主管部门、国家能源局派出机构，指导电网企业和电力用户加强对负荷管理系统的运行维护，指导电网企业、电力用户签订负荷确认协议，细化工作责任，确保系统()、稳定、可靠 。

电力用户按自身产权范围出资开展建设工作，包括开关改造、（）、接入系统等，确保保安负荷不接入负荷管理系统。

电网企业负责制定统一建设标准，出资开展系统平台建设 、负荷管理装置安装 和（），指导电力用户将负荷合理接入系统，依法依规开展电力需求管理工作。

持续完善市场化需求响应实施方案和配套规则，支撑负控装置建设日内小时级及（ ）负荷管理需要。

坚持统一管理、统一调控、统一服务，建立需求侧可调节负荷资源池；充分考虑各地经济发展特点、（）、电力供应形势，分阶段、分批次稳步推进精益化负荷资源管理。