报告链接：四川省新能源发电市场投资建设与运营数据统计（2025版）

报告链接：四川省新能源市场投资建设与发展前景预测深度调研分析报告（2025版）

四川省虚拟电厂建设与运营管理实施方案

(征求意见稿)

为深入贯彻落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，助力实现碳达峰碳中和战略目标，支撑新型电力系统建设，引导和推动四川虚拟电厂规范有序发展，按照《国家发展改革委国家能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》（发改能源规（2021]280号)、《电力负荷管理办法》（发改运行规[2023]1261号）、《电力需求侧管理办法》（发改运行规〔2023] 1283号)、《加快构建新型电力系统行动方案(2024—2027年)》（发改能源〔2024] 1128号）、《国家能源局关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》（国能发法改〔2024〕93号）及四川年度电力市场交易总体方案等文件要求，结合我省实际,制定本方案。

一、总体要求

(一）指导思想

以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,深入贯彻党的二十大和二十届二中、三中全会精神，坚决落实省委、省政府工作部署，以保障能源安全稳定供应为第一要务，结合四川能源资源禀赋和供需实际，加快建立和完善虚拟电厂发展长效机制,

推动虚拟电厂规范化、规模化、市场化、智能化发展，为提升全省电力系统灵活调节能力和运行效率提供有力支撑,为迎峰度夏(冬)期间电力安全可靠稳定供应提供坚强保障,助力全省经济社会绿色低碳高质量发展。

(二)建设目标

按照“政府部门主导、电网企业服务、运营主体实施、电力用户参与”的工作原则，构建“1+N”虚拟电厂管理服务体系。依托新型电力负荷管理系统建设1个虚拟电厂运营管理平台,为全省N个虚拟电厂提供运营商平台接入、资格审核、能力校核、运行监测、运行效果评价等服务工作,实现全省虚拟电厂的统一管理、统一服务。

2025年，推进全省虚拟电厂接入虚拟电厂运营管理平台并参与需求侧市场化响应、电能量市场和辅助服务市场，总体可调节能力达到100万千瓦;2026年，持续深化虚拟电厂管理与市场交易机制，培育全省虚拟电厂规范化、市场化发展，总体可调节能力力争达到200万千瓦，达到四川电网最大用电负荷的3%左右。

二、组织架构(一）系统架构

虚拟电厂，是指运用数字化、智能化等先进技术，聚合可调节负荷、分布式电源、储能等，协同参与系统运行和市场交易的电力运行组织模式;其聚合资源包括可纳入虚拟电厂管理的能够提供电能量或功率调节能力的发、用电户,包括可调节负荷、分布式电源、储能等。

虚拟电厂系统主要由虚拟电厂运营管理平台(以下简称“运管平台”)、虚拟电厂运营商平台、虚拟电厂终端以及相关信息网络组成。

虚拟电厂运营管理平台，是指依托国网四川省电力公司（以下简称“国网四川电力”)新型电力负荷管理系统建设,与各虚拟电厂运营商平台互联，用于对虚拟电厂开展负荷信息采集、预测分析、测试、调控、服务的软硬件平台，是开展电力需求侧管理的信息技术辅助系统，是服务虚拟电厂建设、运营的重要实施平台。

虚拟电厂运营商平台，是指由虚拟电厂运营商运营并接入运营管理平台，实现平台运营、资源聚合、运行监控、业务管理、控制执行等功能的软硬件平台系统。

虚拟电厂终端，是指实现数据采集、信息接收及控制执行等功能，并能够与运营商平台进行信息交互的设备或系统模块,部署于用户设备侧，对下接入用户设备管理系统或直接接入具体设备。

(二)运营管理机构职责分工

国网四川电力配合政府主管部门对虚拟电厂建设与运营进行管理,开展虚拟电厂建设运营指导、监督、检查、考核和评价工作，负责为虚拟电厂运营商与聚合发、用电户提供各类费用结算与收付服务。

四川电力负荷管理中心（以下简称“负荷管理中心”)为虚拟电厂运营商提供市场运营服务，开展虚拟电厂调节能力校核、运营监测、效果评估等工作，并向电力市场运营机构提供虚拟电厂运营商参与电力市场的数据服务支撑,市级负荷管理中心提供业务受理及相关服务工作。

四川电力交易中心（以下简称“交易中心”）为虚拟电厂运营商提供市场注册与变更服务，为虚拟电厂运营商参与中长期市场提供交易组织与出清等服务，出具虚拟电厂运营商电能量市场、辅助服务市场、需求侧市场化响应等结算依据，开展虚拟电厂运营商的履约保函管理工作。

四川电力调度控制中心(以下简称“调控中心”)为虚拟电厂运营商参与现货市场、辅助服务市场提供交易组织与出清等服务，调控中心及其下属机构对接入电网调度控制系统的虚拟电厂实施调度管理。

三、建设要求

(一)主体资格要求

虚拟电厂运营商应为具备法人资格、财务独立核算、信用良好、能独立承担民事责任的经济实体，满足电力市场交易的相关技术要求。

(二)）平台建设及接入要求

虚拟电厂运营商应依据相关政策要求、技术规范，自建、购买或租赁虚拟电厂运营商平台，具备用户管理、资源管理、运行控制、市场交易等功能，满足相应系统功能、调节性能、数据交互、安全防护的要求，接入运管平台（详见附件1、2）。根据参与各类市场准入条件，按需接入电网调度控制系统，与调控中心签订并网协议，满足并网管理要求。

(三）聚合资源要求

有意愿参与聚合的可调节负荷、分布式电源、储能等贫源用户,应具有电网企业独立营销户号，可自主选择虚拟电运宫商，按照双方约定参与虚拟电厂聚合运营,同一资源不能同时被两个

及以上虚拟电厂运营商聚合。聚合资源范围应根据电网运行的不同层级应用，确定纳入虚拟电厂的资源地理或电气位置范围，不包含已纳入调度调管范围的发电资源、自备电厂等。聚合范围、调节性能等条件应满足相关市场规定。

虚拟电厂聚合地方电网网内工商业电力用户,应满足以下条件:

(1）地方电网企业与国网四川电力有直接并网结算关系;(2)地方电网应将网内被聚合工商业电力用户的基础信息、电量信息等数据同步至运管平台;

(3)地方电网应具备与电力交易平台接口的业务支撑系统,满足虚拟电厂运营商及聚合发、用电户注册、变更、交易和结算等功能

四、系统接入管理

运管平台向全省范围内虚拟电厂提供接入管理、运行管理和市场服务，向调控中心和交易中心提供虚拟电厂参与电力市场的相关数据和服务支撑。虚拟电厂接入运管平台步骤包含:

(一）接入申请。虚拟电厂运营商通过运管平台向负荷管理中心提交接入申请，并上传基本信息、运营商平台信息等相关资料，虚拟电厂运营商平台为购买或租赁,应提供购买或租赁合同。负荷管理中心对虚拟电厂运营商基础信息的真实性、完整性进行复核。

(二)平台接入。虚拟电厂运营商上传虚拟电厂运营商平台安全等级保护证书及平台域名、网络端口等基础信息。负荷管理中心组织开展平台端口联调及测试,完成平台接入。

(三）资源录入。虚拟电厂运营商在线填报聚合资源信息,上传聚合协议。负荷管理中心开展聚合资源信息校核，生成数字能力证书，信息校核结果线上通知虚拟电厂运营商。原则上虚拟电厂运营商应在完成平台接入后，15个工作日内完成所有聚合资源信息录入和聚合协议上传。

(四)能力校核。负荷管理中心组织具备专业检测资质的第三方机构开展能力校核和测试，出具能力测试报告;负荷管理中心向虚拟电厂运营商颁发《虚拟电厂调节能力核验凭证》，将虚拟电厂相关信息同步至电力市场运营机构。虚拟电厂运营商应在资源录入完成后，15个工作日内完成能力校核,包含调节容

量、持续时间、调节速率、响应时间、调节精度等指标。能力测试报告出具后，虚拟电厂运营商签订并上传接入协议，完成虚拟电厂运营商平台接入。

五、市场注册及变更管理(一)市场注册

虚拟电厂运营商和其聚合的发、用电户应按照《国家发展改革委国家能源局关于印发〈售电公司管理办法〉的通知》(发改体改规〔2021]1595号)、《国家能源局关于印发〈电力市场注册基本规则〉的通知》(国能发监管规〔2024]76号)、四川省各类电力市场交易规则准入要求等,在交易平台完成注册。交易中心会同负荷管理中心、调控中心对虚拟电厂注册信息进行校核。

(二）变更要求

1.注册信息变更。虚拟电厂运营商的统一社会信用代码、法定代表人、业务范围等重大注册信息发生变化，虚拟电厂运营商应在5个工作日内向交易中心申请注册资料变更,交易中心审核通过后，将变更信息同步至运管平台。

2.聚合能力变更。虚拟电厂运营商因新增、减少聚合资源用户或调节容量、调节速率、响应时间等指标发生重大变化时,应向负荷管理中心申请注册资料变更,并由负荷管理中心组织开展变更校核，出具能力校核报告，并更新数字能力证书和《虚拟电厂调节能力核验凭证》，变更信息同步至电力市场运营机构。

六、市场交易管理

虚拟电厂运营商可参加的交易类型主要包括需求侧市场化响应、电力中长期、电力现货市场和电力辅助服务市场等。参与电力中长期、电力现货交易应具备售电资质。

(一)参与需求侧市场化响应。需求侧市场化响应启动后,电网企业发布需求响应范围、容量需求、响应时段等信息，虚拟电厂根据需求侧市场化响应方案,以报量报价方式参与需求响应竞价,并按照出清结果完成需求侧市场化响应。虚拟电厂参与需求侧市场化响应，放宽限价或在同等条件下，优先邀约和出清。

(二)参与中长期交易。虚拟电厂应以独立交易单元参与电力中长期交易，可参与年度、月度、月内的双边协商、集中竞价交易等。现阶段，虚拟电厂参与中长期交易参照售电公司有关要求执行，并适当放宽虚拟电厂中长期签约电量比例限制。

(三）参与现货交易。虚拟电厂按照现货交易相关政策和市场规则以报量报价或报量不报价方式参与现货交易,适当放宽虚拟电厂参与现货市场申报和出清限价，激发虚拟电厂调节能力。

(四）代理关系建立。虚拟电厂运营商参与需求侧市场化响应、电能量市场和辅助服务市场等，按照相应市场规则与聚合发、用电户签订相关代理套餐（零售套餐)。同一聚合的发、用电户可以被虚拟电厂运营商代理参与调节性市场,同时被售电公司代理参与电能量市场。

七、结算管理

(一)结算原则

虚拟电厂运营商及聚合发、用电户的费用结算以电网企业计量装置数据为计量依据，按照四川省电力市场交易规则以发、用电户号为单元进行计量（上网和下网电量分别计量)、监测、结算。虚拟电厂运营商及聚合发、用电户公平承担市场运营费用、不平衡资金等相应分摊费用,按照上、下网电量分别计算。

(二)结算方式

交易中心根据虚拟电厂运营商签订的代理套餐（零售套餐)约定条款，负责向虚拟电厂运营商和聚合发、用电户出具结算依据。

虚拟电厂运营商相关费用按月结算至虚拟电厂运营商账户;聚合发、用电户收益在结算电费时予以支付,相关费用在电费账单中列示。

(三）结算考核

虚拟电厂运营商应遵守需求侧市场化响应、电能量市场和辅助服务市场等相关考核规则,承担相应考核费用。

八、运行管理

(一)运行要求

虚拟电厂应承担相关电网安全义务，不应推迟或推脱，在电力系统应急情况下，虚拟电厂应承担为电网提供调节服务、保障电网安全稳定运行的义务。当自然灾害、设备故障等突发情况影响电力系统安全稳定运行时，虚拟电厂运营商及聚合发、用电户

应接受调控中心统一指挥。纳入涉网安全管理范围的虚拟电厂,严格执行涉网安全管理相关规定，服从调控中心的统一调度管理。

(二）履约保函或保险

虚拟电厂运营商参与电力市场前,应向交易中心提交履约保函或保险。参与电能量市场，按照《售电公司管理办法》相关要求执行;参与辅助服务市场和需求侧市场化响应，按聚合的最大调节容量提交履约保函或保险。如虚拟电厂运营商调节能力发生变化，履约保函额度应按照标准在限定时限内增补或退还。

(三)监测评估

负荷管理中心定期组织虚拟电厂开展调节能力监测评估,包括聚合资源能力、调节响应能力等。对于评估不合格的虚拟电厂,应限期完成整改;限期未完成整改,经政府主管部门确认后，由交易中心启动强制退出程序，并同步在负荷管理中心退出。

负荷管理中心在每年迎峰度夏(冬)前组织对入库的虚拟电厂资源进行周期性调节能力校核,测试的响应能力结果作为迎峰度夏(冬）期间有效响应资源量。

(四)运营维护

运管平台、虚拟电厂运营商平台、现场负荷管理装置等软、硬件设备应具备维护检修制度,定期开展设备运维并形成维护档案，确保系统平稳可靠运行。

九、退出管理

虚拟电厂运营商退出电力市场,分为自愿退出和强制退出两种方式。

(一）自愿退出

虚拟电厂运营商可自愿申请退出市场,向交易中心提交书面申请，明确退出原因和计划的终止交易月等，按要求完成市场运营机构相关退出流程,申请退出前应将所有有效期合约履行完毕或转让。经公示无异议后，虚拟电厂运营商可退出市场,退出结果同步至运管平台。

(二)强制退出

出现以下情形之一，强制虚拟电厂退出电力市场，再次入市应重新履行注册手续。

(1)隐瞒有关情况或者在调节能力核验中提供虚假材料违规取得注册资格，且拒不整改。

(2）虚拟电厂运营商未按时足额缴纳履约保函、保险，经书面提醒仍拒不足额缴纳。

(3）经过程跟踪发现虚拟电厂实际运行能力未能满足相关标准要求的,予以警告，限期整改，且拒不整改。

(4)严重违反运营规则，且拒不整改。

(5）依法被撤销、解散,依法宣告破产、歇业。

(6)企业违反信用承诺且拒不整改或因信用评价降低导致不适合继续参与。

(7）被政府有关部门和社会组织依法依规对其他领域失信行为做出处理,并被纳入“严重失信名单”。

(8)违反法律法规的其他情况。

十、工作要求

(一)加强组织领导。省能源局加强统筹协调和督促指导,会同相关部门共同推进本方案组织实施。各市(州）能源主管部门和电力运行主管部门加强谋划储备，积极有序推动建设一批具有示范引领作用的虚拟电厂项目。国网四川电力以及负荷管理中心、交易中心、调控中心按照职能职责，做好全流程服务保障工作，根据虚拟电厂发展情况及时完善工作机制、优化系统平台。

(二）强化信息报送。建立高效信息报送机制，国网四川电力应及时将虚拟电厂资源录入、能力校核等信息向省能源局报备，并定期报告虚拟电厂运营情况;交易中心及时将虚拟电厂市场注册、变更及退出等有关信息向省能源局报备。

(三）完善支持政策。各级政府和各行业管理部门要主动研究虚拟电厂在绿色低碳减排、行业发展、能源保供等方面的促进作用，因地制宜出台虚拟电厂支持性政策,鼓励企业配建储能、光伏等分布式资源,提升虚拟电厂灵活调节能力。

(四)积极宣传引导。加强虚拟电厂相关政策、重要成果、典型案例的总结宣传,引导市场主体积极参与虚拟电厂建设及运营，鼓励虚拟电厂开展业务创新,拓展增值服务，拓宽收益渠道。充分发挥媒体力量提高社会认知度，提升我省虚拟电厂影响力。