各市（州）发展改革委（能源局、办）、电力运行主管部门，国网四川省电力公司、四川电力交易中心，四川能源发展集团，有关市场主体：

为贯彻落实省委、省政府电力保供工作要求，进一步完善电力需求侧管理，优化电力资源配置，运用市场化机制充分调动需求侧资源参与电力供需调节，实现全省电力电量平衡，省发展改革委、省能源局牵头制定了《四川省2026年电力需求侧市场化响应实施方案》。现予以印发，请贯彻落实。

四川省发展和改革委员会       四川省能源局

        2026年6月12日

四川省2026年电力需求侧市场化响应实施方案

为进一步完善电力需求侧管理，优化电力资源配置，运用市场化机制充分调动需求侧资源参与电力供需调节，实现全省电力电量平衡，按照国家发展改革委等6部门《关于印发〈电力需求侧管理办法（2023年版）〉的通知》（发改运行规〔2023〕1283号）、四川省发展和改革委员会等3部门《关于印发〈四川2026年电力市场交易总体方案〉及〈四川电力市场规则体系V4.0〉的通知》（川发改能源〔2025〕594号）等文件要求，充分发挥交易机制和价格引导作用，完善需求侧市场化响应机制，确保全省电力供应保障，制定本实施方案。

一、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。

二、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。

三、月度削峰备用容量交易组织

（一）月度削峰备用启动条件。

当预计次月全网（及局部区域）将出现电力缺口时，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月度削峰备用。

（二）月度削峰备用容量需求发布。

国网四川省电力公司于每月25日13:00完成次月削峰备用容量需求（包括需求容量、需求时段、需求原因等，下同）、对应用户名单匹配，并推送至交易中心，其中需求时段以1小时为最小单位，以整点作为起止时间。交易中心于每月25日14:00通过电力交易平台，发布次月备用容量需求。

（三）月度削峰备用容量交易申报。

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。

在此期间，国网四川省电力公司应及时校核可参与月度削峰备用交易对应的用户名单，并实时更新推送至电力交易平台。

（四）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。

（五）出清结果发布。

交易中心于每月28日12:00在电力交易平台发布次月月度削峰备用容量出清结果，包括削峰备用响应序位表、各用电户号的削峰备用容量、削峰备用容量价格等，并将相关信息推送至国网四川省电力公司。

四、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。

（六）出清结果发布。

交易中心于D-1日22:00在电力交易平台发布日前削峰响应出清结果，包括中标响应容量、响应价格、响应时段等，相关市场主体可查询，并将相关信息推送至国网四川省电力公司。售电公司或虚拟电厂运营商应及时、准确、如实将出清结果告知其代理用户，并督促执行到位。国网四川省电力公司负责组织各市（州）供电公司通知并督促其供电范围内的中标用户按出清结果执行需求削峰响应。其中，涉及地方电网的中标用户，由地方电网负责通知并督促执行。

（七）出清结果执行。

电力用户在D日按照日前削峰响应出清结果，按时按量压降用电负荷，执行情况纳入国网四川省电力公司实时动态监测。

五、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%。

六、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。虚拟电厂运营商仅可代理与其建立聚合关系并接入四川虚拟电厂运营管理平台的聚合用户资源。若代理关系与电能量交易代理关系不一致的，电力用户应告知电能量交易代理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%）。

七、基线负荷计算及实际负荷采集

基线负荷计算以用电户号为单元、按时段开展，分为工作日、非工作日两类。国网四川省电力公司负责基线负荷计算，通过电力交易平台于D-1日12:00前向市场主体发布D日基线负荷及其计量样本。

（一）工作日。

从D-1日向前选择5个不参与响应、未执行负荷管理的工作日，以该5个工作日相同采集时点对应的15分钟计量样本的均值作为该时点基线负荷，根据某小时内4个采集时点基线负荷计算出的算术平均负荷为该小时的基线平均负荷，以4个采集时点基线负荷中的最大值作为该小时的基线最大负荷。在选择基线负荷计量样本时，应剔除低于5个工作日相同采集时点对应样本平均值25%或高于5个工作日相同采集时点对应样本平均值200%的计量样本，并向前依次递推另选。

（二）非工作日。

基线负荷计算方法参照工作日计算方法执行，原则上选取D-1日前连续3个不参与响应、未执行负荷管理的非工作日作为典型日。

（三）实际负荷采集。

电力用户实际用电数据采集以用电户号为单元开展，由电网企业用电信息采集系统提供，采集周期为15分钟，以整点作为起止时间。如个别时点采集数据缺失，按照四川省电力市场交易计量管理规则拟合处理。电力用户某小时的实际平均负荷为该小时4个采集时点实际用电数据的算术平均值，实际最大负荷为该小时4个采集时点实际用电数据的最大值。地方电网用户采集数据由地方电网企业推送至新型电力负荷管理系统。

八、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。

（一）削峰备用容量收益。

1.削峰备用容量评估标准

如用户所在地区当月未启动日前削峰响应，则用户实际削峰备用容量为中标削峰备用容量。如用户所在地区当月启动日前削峰响应，则用户实际削峰备用容量为中标削峰备用容量和当月该用户在所有时段平均日前申报削峰响应容量两者取小。其中：中标备用容量为该用户各时段剔除最大和最小备用容量后的算数平均值，备用容量价格为该用户剔除最大和最小备用容量后的剩余时段的出清备用容量价格与备用容量的加权均价。

2.削峰备用容量收益计算

对纳入削峰备用容量资源库的电力用户，按月执行削峰备用容量收益计算。削峰备用容量收益=实际削峰备用容量×削峰备用容量价格。若用户在当月有两个日前削峰响应启动日的所有时段均未申报日前削峰响应，按照中标削峰备用容量×0.1倍削峰备用容量价格予以考核。若在削峰备用容量执行期间用户销户或过户，当月削峰备用容量视为无效容量，不结算该户削峰备用容量收益。虚拟电厂运营商削峰备用容量收益=Σ（相关代理用户削峰备用容量收益×γ削）-Σ（相关代理用户削峰备用容量考核费用×λ削），相关代理用户实际削峰备用容量收益=代理用户削峰备用容量收益×（1-γ削）-代理用户削峰备用容量考核费用×（1-λ削）。

虚拟电厂运营商按月度代理关系进行月度削峰备用容量收益计算。

（二）日前削峰响应电量收益。

1.结算方式

削峰响应执行后，国网四川省电力公司于D+4工作日向交易中心按用电户号推送实际用电数据及过户销户名单，交易中心据此计算实际削峰响应负荷、有效削峰响应容量等，于D+6工作日完成D日的日清分，按月将售电公司或虚拟电厂运营商和电力用户的结算依据推送电网企业。

2.电力用户有效削峰响应容量计算

电力用户有效削峰响应容量计算以用电户号为单元、按小时开展。

用电户号在削峰响应时段内按小时同时满足以下两个条件则认定为有效削峰响应，形成有效削峰响应容量，否则为无效削峰响应，无效削峰响应视为有效削峰响应容量为0。

①实际平均负荷低于基线平均负荷；

②实际最大负荷不高于基线最大负荷。

用电户号在某小时被认定完成有效削峰响应后，将实际削峰响应负荷（即基线平均负荷与实际平均负荷的差值）与日前中标削峰响应容量做比较，按以下方式确定有效削峰响应容量。

③若实际削峰响应负荷小于或等于日前中标削峰响应容量的110%，则有效削峰响应容量=实际削峰响应负荷；

④若实际削峰响应负荷大于日前中标削峰响应容量的110%，则有效削峰响应容量=日前中标削峰响应容量×110%+（实际削峰响应负荷-日前中标削峰响应容量×110%）×0.5；其中，对于公共充电站（桩）等重点民生保障行业用户，若实际削峰响应负荷大于日前中标削峰响应容量的110%，则有效削峰响应容量=日前中标削峰响应容量×110%，超出部分不结算削峰响应费用，并按照日前削峰响应出清价格的1.1倍予以考核，考核费用不向售电公司或虚拟电厂运营商分摊。

3.售电公司或虚拟电厂运营商有效削峰响应容量计算

售电公司或虚拟电厂运营商有效削峰响应容量为代理用户日前有效削峰响应容量之和。

4.直接交易用户结算

①直接交易用户削峰响应费用。直接交易用户每个提供有效削峰响应容量的用电户号按小时计算削峰响应费用，日清月结。具体计算公式如下：

直接交易用户削峰响应费用=∑日前有效削峰响应容量×日前削峰响应出清价格

②直接交易用户考核费用。对有效削峰响应容量不足中标削峰响应容量90%的部分进行考核，考核费用按小时计算，日清月结。具体计算公式如下：

直接交易用户考核费用=∑max（日前中标削峰响应容量×90%-日前有效削峰响应容量，0）×日前削峰响应考核价格

其中，日前削峰响应考核价格暂定为日前削峰响应出清价格的1.1倍，并视市场运行情况调整。

③直接交易用户削峰响应收益。直接交易用户削峰响应收益=直接交易用户削峰响应费用-直接交易用户考核费用。

5.售电公司或虚拟电厂运营商及其代理用户结算

①代理用户日前削峰响应费用。代理用户每个提供日前有效削峰响应容量的用电户号按小时计算削峰响应费用，日清月结。具体计算公式如下：

（1）“保底+分成”模式下，当日前削峰响应出清价格小于或等于保底价格，代理用户日前削峰响应费用=∑日前有效削峰响应容量×保底价格；当日前削峰响应出清价格大于保底价格，代理用户日前削峰响应费用=∑日前有效削峰响应容量×[保底价格+（日前削峰响应出清价格-保底价格）×削峰响应费用分成比例α削]

（2）“固定价格”模式下，代理用户日前削峰响应费用=∑日前有效削峰响应容量×固定价格

②代理用户日前预考核费用。对代理用户日前有效削峰响应容量不足日前中标削峰响应容量90%的部分进行预考核，预考核费用按小时计算，日清月结。具体计算公式如下：

代理用户预考核费用=Σ（max（代理用户日前中标削峰响应容量×90%-代理用户日前有效削峰响应容量，0）×考核价格）

其中，考核价格暂定为日前削峰响应出清价格的1.1倍，并视市场运行情况调整。

③售电公司或虚拟电厂运营商日前削峰响应费用。对参与日前削峰响应的售电公司或虚拟电厂运营商按小时计算削峰响应费用，日清月结。具体计算公式如下：

售电公司或虚拟电厂运营商日前削峰响应费用=Σ售电公司或虚拟电厂运营商有效削峰响应容量×日前削峰响应出清价格

其中，售电公司或虚拟电厂运营商有效削峰响应容量=Σ相关代理用户日前有效削峰响应容量。

④售电公司或虚拟电厂运营商日前削峰响应预考核费用。对售电公司或虚拟电厂运营商有效削峰响应容量不足日前中标削峰响应容量90%的部分进行预考核，预考核费用按小时计算，日清月结。具体计算公式如下：

售电公司或虚拟电厂运营商日前削峰响应预考核费用=Σ（max（售电公司或虚拟电厂运营商日前中标削峰响应容量×90%-售电公司或虚拟电厂运营商有效削峰响应容量，0）×考核价格）

其中，售电公司或虚拟电厂运营商日前中标削峰响应容量=Σ相关代理用户日前中标削峰响应容量；考核价格暂定为日前削峰响应出清价格的1.1倍，并视市场运行情况调整。

⑤代理用户日前削峰响应实际考核费用。某代理用户日前削峰响应实际考核费用=售电公司或虚拟电厂运营商日前削峰响应预考核费用×该代理用户日前预考核费用占该售电公司或虚拟电厂运营商相关用户日前预考核费用的占比×θ削，其中θ削为售电公司或虚拟电厂运营商与其代理用户在代理合同中约定的日前削峰响应考核分摊比例。

⑥售电公司或虚拟电厂运营商实际考核费用。售电公司或虚拟电厂运营商实际考核费用=售电公司或虚拟电厂运营商日前削峰响应预考核费用-Σ相关代理用户日前削峰响应实际考核费用。

⑦代理用户日前削峰响应收益。代理用户日前削峰响应收益=代理用户日前削峰响应费用-代理用户日前削峰响应实际考核费用。

⑧售电公司或虚拟电厂运营商日前削峰响应电量收益。售电公司或虚拟电厂运营商日前削峰响应电量收益=（售电公司或虚拟电厂运营商日前削峰响应费用-∑相关代理用户日前削峰响应费用）-（售电公司或虚拟电厂运营商日前削峰响应预考核费用-∑相关代理用户日前削峰响应实际考核费用）。

6.不予考核情况

①如因电网边界条件发生变化导致电网缺口取消，由国网四川省电力公司书面认定并通过电力交易平台披露，在此情况下，对有效削峰响应容量不足部分不予考核，有效削峰响应容量仍按上述规则结算。

②对于公共充电站（桩）等重点民生保障行业用户，有效削峰响应容量不足部分不予考核，在此情况下，售电公司或虚拟电厂运营商免考后预考核计算时偏差考核电量=max〔（预考核时自身偏差考核电量-∑用户免考电量），0〕。

③由于计量装置等设备原因造成重新计算响应基线导致的偏差经电网企业书面认定并报政府部门后不予考核。

7.结算单核对与申诉

交易中心于D+6个工作日通过电力交易平台向市场主体发布D日清算单，供电力用户和售电公司或虚拟电厂运营商查询。月度结算依据单独出具，不与电能量结算依据合并。如有异议，电力用户、售电公司或虚拟电厂运营商、电网企业在日清算单公示期1个工作日内、月度结算前提交申诉和相关证明材料，交易中心会同电网公司、核查处理。其中，对基线负荷、实际负荷的异议申诉，交易中心于D+7工作日18:00前反馈申诉信息和相关证明材料至国网四川省电力公司进行核查，电网公司于D+8工作日18:00前统一反馈审核同意后的核查结果及相关资料至交易中心（如涉及基线负荷、实际负荷等关键数据变更的，则需同步提交经市（州）或区（县）公司、电力用户、售电公司或虚拟电厂运营商三方确认并签字盖章后的相关资料，）交易中心重新进行退补清算。

若基线、负荷推送时间滞后，则上述时间要求以实际基线、负荷推送日期进行顺延。

（三）应急削峰响应电量收益。

应急削峰响应工作结束后，电网企业通过供电营业厅发布响应确认公告。如有异议，电力用户应在公示后2个工作日内向属地供电公司提出申诉和相关证明材料，由电网企业统一核实处理。期间未提出异议的，视为无异议。

电网企业收到申诉材料后5个工作日内复查新型电力负荷管理系统记录的申诉用户完成响应情况。若异议不成立，按照新型电力负荷管理系统数据确认响应执行情况。

电力用户、县级供电公司在异议期后15个工作日内（涉及异议处理的，期限顺延）签订应急削峰响应确认单，明确执行负荷、响应时间、响应电量、响应电费等。

响应确认单签订后5个工作日内，电网企业根据负荷确认情况通过供电营业厅公示结算信息。

九、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。

十、衔接事项

（一）与售电公司履约保障凭证管理的衔接。

1.履约保函、保险额度接收

售电公司申请参与需求侧市场化响应前的3个工作日内，应按规定向交易中心提交足额的履约保函或履约保险等履约保障凭证。

2.履约保函、保险使用申请和执行

当预测售电公司响应收益为负时，国网四川省电力公司应及时书面通知售电公司补缴。售电公司未在交易中心正式发布结算单后的10个工作日内足额支付相关费用时，国网四川省电力公司可根据交易中心出具的结算依据申请使用履约保函、保险。

3.履约保函、保险额度返还

售电公司申请参与需求侧市场化响应后，如需申请退还多缴纳的履约保函、保险，剩余额度不可低于800万元。

4.违约处理

售电公司未按时足额缴纳履约保函、保险，或未能在规定时限内足额缴纳相关结算费用，经国网四川省电力公司书面提醒后，3个工作日内仍拒不足额缴纳的，将参照《四川省售电公司履约保函、保险管理办法》（川电交〔2022〕1号）实施取消其后续参与需求侧市场化响应交易及电能量交易资格等措施。

（二）与有序用电的衔接。

坚持“保安全、保民生、保重点”原则，国网四川省电力公司发布电力缺口后，优先启动需求侧市场化削峰响应，并同步准备有序用电兜底备用方案。

（三）与电力现货市场的衔接。

需求侧市场化响应出清结果在系统负荷预测中体现，按照考虑需求侧市场化响应出清结果后的负荷预测曲线开展现货市场出清计算。

（四）基线负荷或实际负荷为负时结算方式。

当基线负荷或实际负荷为负值时，沿用正值的计算规则，按照“实际响应负荷=基线平均负荷-实际平均负荷”进行结算。

十一、成员要求

（一）电力用户。

按本方案要求纳入全省需求侧响应资源库管理。参与需求侧市场化响应，提交需求侧市场化响应申请书，签订和履行相应代理合同；按规定披露和提供信息，获得需求侧市场化响应相关信息；遵守四川省电力需求侧管理有关规定，服从电力调度机构的统一调度，执行需求侧市场化响应出清结果。按时缴纳响应考核费用，对拖欠响应考核费用的电力用户，经政府主管部门及能源监管机构同意后，视情节轻重采取公开通报、暂停交易资格直至强制退市等措施，由此引起法律纠纷的，按相关法律法规处理。充电站（桩）等重点民生保障行业用户需保障基础服务能力，做好服务解释工作，将部分需求侧响应收益传导至服务对象。

（二）售电公司或虚拟电厂运营商。

按本方案要求纳入全省需求侧响应资源库管理。参与需求侧市场化响应，签订和履行相应代理合同，组织执行响应出清结果；经用户授权同意后，可查询用户基线负荷及其相关电力电量基础数据；按规定披露和提供信息，获取响应相关信息；售电公司须按规定向交易中心提交足额的履约保函或履约保险等履约保障凭证。

（三）市场运营机构。

交易中心负责需求侧市场化响应的市场注册、响应申报组织、响应出清、合同管理、结算依据出具、信息披露；负责完善电力交易平台相关功能。

（四）电网企业。

负责按要求提供经营范围内电力用户用电负荷曲线；负责按经营范围开展电费结算、计量管理、基线负荷计算等工作，严格按时限要求组织开展相关工作；负责开展经营范围内需求侧管理相关工作；负责相关技术支持系统的建设和运维；负责监测督促中标用户按出清结果执行需求响应。国网四川省电力公司负责动态评估负荷缺口并提出响应需求，负责全省需求侧响应资源库建设，并将有关情况及时报省发展改革委、省能源局。

十二、组织保障

（一）省发展改革委、省能源局牵头负责需求侧市场化响应总体工作。

（二）电网企业、交易中心要制定具体的操作细则和宣传手册等，加强需求侧市场化响应的培训宣传；要做好相应代理合同签订、交易组织、结算依据出具、电费结算、信息披露等工作，加强全过程运行管控，积极采取有效措施防控风险；要及时将响应需求、市场出清结果、资金结算等情况报政府相关部门。

（三）各市（州）发展改革委（能源局、办）、电力运行主管部门以及电网企业要加强需求侧市场化响应的宣传动员，组织符合准入条件的售电公司或虚拟电厂运营商和用户积极参与，充分调动各类响应资源。

（四）电力用户应科学评估响应能力，合理安排生产方式，切实履约实施响应，严禁将影响企业安全生产、可能危及人身、设备安全的负荷纳入响应范围。售电公司或虚拟电厂运营商应积极服务其代理用户参与需求侧市场化响应，及时告知其代理用户出清结果，并与供电公司一同督促用户执行到位。对需求侧市场化响应执行不到位的用户，优先纳入有序用电执行范围。

（五）建立沟通协调机制，各地要跟踪、评估本地区需求侧市场化响应执行效果，及时将工作进展成效、存在问题等情况反馈省级相关部门（单位）。省发展改革委、省能源局会同有关单位定期研究需求侧市场化响应组织和实施等工作，及时协调工作推进中存在的问题，推动需求侧市场化响应的顺利开展。针对极端天气导致省内电力缺口扩大，省发展改革委、省能源局会同有关部门（单位）研究确定需求侧市场化响应组织规模等相关事宜。

（六）当出现电力严重短缺、电网及设备故障、技术系统紧急事故等情况时，交易中心可以依照相关规定和程序暂停组织需求侧市场化响应，由国网四川省电力公司向政府主管部门报告后，组织实施有序用电。当发现市场主体存在恶意串通操纵行为并严重影响市场化响应等情况时，政府主管部门可依照相关规定和程序暂停市场交易。

（七）本方案原则上自印发之日起执行，后期视情况研究调整或沿用。国家及我省相关政策如有调整，从其规定。

附件1 

四川省电力需求侧市场化响应申请书

附件2

四川省电力需求侧市场化响应代理合同