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国家发改委发布《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》、《电力负荷管理办法（征求意见稿）》。

点评

宏观背景：在以新能源为主导的新型电力系统中，发电侧的波动性与预测难度大幅提升，叠加风光资源禀赋与用电需求在地理上的错配，电网这一输配电环节在时间、空间两个维度上都迎来巨大挑战。

现有措施：1、推动电价市场化，2021年底发布的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，进一步明确电价“可涨可跌”的商品属性，由电价本身去体现电力市场供需关系，而不依赖于行政指令；2、推动输配电价市场化，2023年5月印发的《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，输配电价确定方式由电网“购销差”变为“准许成本+合理收益”，一方面理顺了电网调度资源（储能、抽蓄等）的成本传导路径，另一方面健全了用电侧的激励机制，更高电压等级、更高用电负荷率的企业将享有更低的用电成本。

需求侧政策主要内容：

1、新增需求响应章节：支持“负荷聚合商”或“虚拟电厂”参与需求响应，整合优化可调节电力负荷及储能、分布式电源等资源，虚拟电厂正式迎来政策支持，同时储能等可调节资源也有望受益；

2、推动配电网增容、升级：推进电网运行方式向源网荷储互动、分层分区协同控制转变，微电网建设需求或迎加速；

3、新增系统支撑章节：核心是加强对于电力负荷的管理，要求逐步实现10千伏（6千伏）及以上高压用户全覆盖，有望大幅提升对于电力信息采集、预测分析、调控等软硬件设备的投资需求。

风险提示：

电力市场化改革进程不及预期。