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6月16日，四川电力交易中心转发四川省发展和改革委员会四川省能源局关于印发《四川省2026年电力需求侧市场化响应实施方案》的通知。
关于市场参与条件：
（一）电力用户：
1.四川省内的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。
2.拟参与需求侧市场化响应的电力用户应在四川电力交易中心（以下简称交易中心）完成市场注册（已注册参加电能量交易的用户无需重复注册）。
3.拟参与需求侧市场化响应的电力用户应以用电户号为单元向国网四川省电力公司提交响应参数信息（包括削峰响应的最大响应能力、最小响应能力、最小响应时长、可响应时段，下同），申请模板见附件1，经电网企业校核后纳入全省需求侧响应资源库。
4.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。
5.国网四川省电力公司负责做好全省需求侧响应资源库管理，及时向交易中心推送符合准入条件的电力用户的响应参数信息、基线负荷及其相关电力电量基础数据，明确其并网分区信息并动态更新。
6.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。
（二）售电公司：
1.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。
2.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。
3.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。
4.聚合资源为符合准入条件的电力用户。
（三）虚拟电厂运营商：
1.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。
2.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。
关于日前削峰响应交易组织：
（一）削峰响应启动条件。
当全网（及局部区域）出现电力缺口时，国网四川省电力公司向省级政府主管部门报备后按程序启动削峰响应。
（二）削峰响应需求确认。
国网四川省电力公司根据省内发用电预测、跨省跨区交易计划、设备检修计划等相关边界条件，滚动开展电力供需测算，当研判D日需启动日前削峰响应时，于D-1日15:00前完成D日的削峰响应需求确定（包括需求容量、需求地区、需求时段、需求原因等，下同），并将对应用户名单及基线匹配推送至交易中心，其中需求时段以1小时为最小单位，以整点作为起止时间。
（三）削峰响应需求发布。
交易中心根据国网四川省电力公司推送的削峰响应需求、对应用户名单及基线匹配情况，原则上于D-1日17:00前通过电力交易平台发布D日削峰响应需求，并按用电户号发布基线负荷，电力用户、经用户授权的售电公司或虚拟电厂运营商可通过电力交易平台查询。
（四）削峰响应申报。
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。
（五）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。
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。
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