6月12日，四川省发展和改革委员会、四川省能源局联合下发关于印发《四川省2026年电力需求侧市场化响应实施方案》的通知。主要内容概要如下：

工作目标：

全省形成“统一市场、统一规则、统一平台”，按照“自愿参与、 权责对等”的原则，运用市场机制和价格杠杆，充分挖掘全省需求侧资源潜能。完善“月度备用夯基、日前响应为主、应急响应补充” 的需求侧市场化削峰响应体系，形成四川电网最大用电负荷 5%左右的需求侧市场化削峰响应能力，满足系统高峰时段调峰需求。

电力用户参与条件：

四川省内的10千伏及以上专变工商业电力用户，具备分时计量（全天96点负荷曲线采集能力）与数据传输条件，单个户号 响应时长不低于 1 小时。其中，钢铁、水泥、电解铝、铁合金等高载能用户参与主动错避峰，不参与需求侧市场化响应。

尖峰电价增收资金纳入全省统筹使用的地方电网，其网内工商业电力用户可参与需求侧市场化削峰响应，须满足上述同等分时计量与数据传输条件，接入新型电力负荷管理系统。

电力用户可选择直接参与、通过售电公司或虚拟电厂运营商（含负荷聚合商，下同）代理参与需求侧市场化响应。同一电力用户的所有用电户号仅可通过同一家售电公司或虚拟电厂运营商代理。

售电公司参与条件：

现阶段，当年缴纳履约保障凭证额度达 800 万元及以上（额度不足的可自愿补交差额）的售电公司，可在电力交易平台申请 代理电力用户参与需求侧市场化响应。

鼓励自建安全、可靠的负荷管理运营系统，并接入新型电力负荷管理系统，具备对聚合资源的调节或控制能力。应在四川省内具有固定经营场所，能提供需求响应政策咨询、技术支持服务。聚合资源为符合准入条件的电力用户。

虚拟电厂参与条件：

具备独立分时计量、控制等技术条件，与电网企业签订负荷确认协议或并网调度协议，正式接入四川虚拟电厂运营管理平台并在交易中心完成市场注册。聚合资源为符合准入条件的电力用户，且已在四川虚拟电 厂运营管理平台建立聚合关系并上传聚合协议。

月度削峰备用交易申报要求：

电力用户在电力交易平台分时段（按小时）进行市场交易申 报。申报信息包括：

1.削峰备用容量（千瓦）。最小申报单位为 10 千瓦。以用电 户号作为交易单元，单个用电户号削峰备用容量申报下限不小于 其最小削峰响应能力，申报上限不大于其最大削峰响应能力。公共充电站（桩）等重点民生保障行业单个用电户号月度削峰备用容量申报上限不得超过当月 1 日至 24 日（不含开展响应、执行负荷管理日，下同）参与时段平均负荷的 50%，纳入国家车网互动规模化试点示范项目，单个用电户号月度削峰备用容量申报上限不超过当月 1 日至 24 日参与时段平均负荷的 70%。

2.削峰备用容量价格（元/千瓦·月）。单个交易单元只能申报一个削峰备用容量价格，备用容量价格的上下限分别为 5 元/千 瓦·月和 0 元/千瓦·月。

月度市场出清：

交易中心于每月 28 日 11:30 组织市场出清。根据削峰备用容 量需求，按“价格优先、时间优先、容量优先”原则开展边际出清， 出清价格为边际交易单元的申报削峰备用容量价格，边际交易单元削峰备用容量大于剩余需求容量时全量出清。同时，按照申报价格由低到高、申报时间由先到后、申报容量由大到小，形成月 度削峰备用容量资源库及削峰备用响应序位表。

日前削峰响应申报要求：

需求发布后至 D-1 日 21:30 前，售电公司或虚拟电厂运营商以及电力用户可在电力交易平台分时段（按小时）进行市场交易申报及确认。申报信息包括：

1.可响应容量（千瓦）。最小申报单位为 10 千瓦。以用电户 号作为交易单元，单个用电户号可响应容量申报下限不小于其最小削峰响应能力，申报上限不大于其最大削峰响应能力，其中公共充电站（桩）等重点民生保障行业单个用电户号申报上限不得超过对应时段基线负荷的 50%，纳入国家车网互动规模化试点示 范项目，单个用电户号申报上限不超过对应时段基线负荷的70%。

2.削峰响应价格（元/千瓦时）。单个交易单元只能申报一个 削峰响应价格，削峰响应价格的上下限分别为 3 元/千瓦时和 0 元/千瓦时。

日前市场出清：

交易中心于 D-1 日 21:30 组织市场出清。出清时，先将申报价格由低到高排序，报价相同时以申报时间先后顺序排序，再按需求容量的 1.1 倍开展边际出清，出清价格为边际交易单元的申报价。当边际交易单元可响应容量大于剩余需求容量时，则全量出清。

应急削峰响应：

应急削峰响应是日前削峰响应出清结果未满足D日削峰响应需求容量的 1.1 倍或日内提前 4 小时预测出现新增全网缺口时， 由国网四川省电力公司组织开展应急削峰响应，优先按照月度削峰备用容量交易形成的备用响应序位表组织备用容量资源库用户参与应急削峰响应，不足部分由国网四川省电力公司在实施范围内，组织非保障类高压工商业用户签订协议后参与。应急削峰响应的响应价格为日前削峰响应出清价格的10%。

代理合同签订：

D-2 日前，售电公司或虚拟电厂运营商与电力用户应按照合同模板（见附件 2）签订需求侧市场化响应交易代理合同，形成唯一的代理关系，在一个交易年内不能更换售电公司或虚拟电厂运营商。售电公司仅可针对日前削峰响应与电力用户分享响应电量收益，虚拟电厂运营商可针对削峰备用容量和日前削峰响应与电力用户分享收益，提供两种套餐模式供选择：

（一）“保底+分成”模式。售电公司或虚拟电厂运营商与代理用户按用电户号约定对应日前有效响应容量的保底价格（日前削峰响应为 0≤保底价格≤3元/千瓦时）、响应费用分成比例α削（0≤α削≤100%），并约定日前考 核费用向代理用户分摊比例θ削（0≤θ削≤100%）。若日前响应出清价 格小于或等于保底价格，代理用户按保底价格获取响应费用；若 日前响应出清价格大于保底价格，代理用户按[保底价格+（日前 响应出清价格－保底价格）×α削]获取响应费用。此外，虚拟电厂 运营商与代理用户按用电户号约定虚拟电厂运营商削峰备用容量 收益分成比例γ削（0≤γ削≤100%），以及虚拟电厂运营商削峰备用容 量考核分摊比例λ削（0≤λ削≤100%）。

（二）“固定价格”模式。售电公司或虚拟电厂运营商与代理用户按用电户号约定对应日前有效响应容量的固定价格（日前削峰响应为 0≤固定价格≤3元/千瓦时），并约定日前考核费用向代理用户分摊比例θ削（0≤θ削≤100%）。此外，虚拟电厂运营商与代理用户按用电户号约定虚拟 电厂运营商削峰备用容量收益分成比例γ削（0≤γ削≤100%)，以及虚 拟电厂运营商削峰备用容量考核分摊比例λ削（0≤λ削≤100%）。

响应结算：

电力用户参与需求侧市场化响应的收益包括削峰备用容量收益和响应电量收益两部分。削峰备用容量收益为用户参与月度削峰备用交易产生的收益，响应电量收益为用户参与日前削峰响应、 应急削峰响应产生的收益。虚拟电厂运营商可与电力用户分享削 峰备用容量收益、日前削峰响应电量收益，售电公司可与电力用 户分享日前削峰响应电量收益。若某月未启动日前削峰响应，仅结算电力用户、虚拟电厂运营商削峰备用容量收益。

收益支付及资金来源：

按月进行月度削峰备用容量、日前削峰响应、应急削峰响应收益结算。优先将满足主动错避峰负荷响应费用后的尖峰电价增收资金，作为月度削峰备用容量、日前削峰响应、应急削峰响应收益资金来源。

若尖峰电价增收资金使用完毕，经省级价格主管部门同意后，不足部分按照“谁受益、谁承担”原则，由工商业用户和发电侧主体按照各50%共同承担，具体方式另行明确，且单个主体每月度电分摊上限暂定为 0.005 元/千瓦时；超过上限的部分不再分摊。

与2025年《实施方案》相比，分摊机制发生了变化。2025年机制主要以“谁提供、谁获利；谁受益，谁承担”原则。分摊时，按照对应实际用电量比例分摊，分摊费用价格设置上限为0.1元/千瓦时，超出部分通过应急响应电量收益同比例打折处理。