报告链接：贵州省虚拟电厂市场投资建设与发展前景预测分析报告（2025版）

报告链接：贵州省新能源智能微电网市场投资建设与发展前景预测分析报告（2025版）

贵州省虚拟电厂建设运营管理办法（暂行）

第一章  总则

第一条  为规范我省虚拟电厂运营管理，加快推进虚拟电厂规范建设，根据《虚拟电厂管理规范（GB/T44241-2024）》、《国家发展改革委国家能源局关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号）等文件精神，结合我省实际，制定本办法。

第二条  本细则适用于指导省内虚拟电厂的规划、建设、运营、退出等工作。

第三条 虚拟电厂是基于电力系统架构，运用现代信息通信、系统集成控制等技术，聚合分布式电源、可调节负荷、储能等各类分散资源，作为新型经营主体协同参与电力系统优化和电力市场交易的电力运行组织模式。

第四条 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（以下简称“运营商平台”）、虚拟电厂终端（以下简称“终端”）以及相关信息通信网络组成。

运管平台通过统一接口与电力交易中心平台（以下简称“交易平台”）、调度自动化系统进行虚拟电厂的资源管理、市场交易与运行调节相关业务交互。

运营商平台是运营商开展需求侧资源聚合、运行监测、能力预测、协调控制等业务的信息支持系统，部署于互联网，对下与终端交互，对上接入运管平台或调度自动化系统。

终端部署于用户设备侧，对下接入用户设备管理系统或直接接入具体设备。

第五条  虚拟电厂控制单元现阶段暂分为负荷类和发电类。

第二章  发展规划

第六条  省级电力运行主管部门负责全省虚拟电厂发展及监督管理，按照国家虚拟电厂发展规划，结合全省实际制定虚拟电厂发展方案，明确中长期虚拟电厂调节能力建设规模，并根据电力系统需要，适时发布年度建设规模。

虚拟电厂的实际建设规模不受限于省级电力运行主管部门发布的虚拟电厂建设规模。

第七条  虚拟电厂规划宜与所在电网总体电力规划相适配，原则上布局在电力负荷中心、电网调节能力较弱及新能源消纳受限等区域。

第三章  项目建设

第八条  贵州电网公司依托新型电力负荷管理系统、运管平台和调度自动化系统，以及人才、技术等优势，在省级电力运行主管部门授权下，负责虚拟电厂的建设管理，组织开展虚拟电厂方案评审、项目公示与备案等工作。

第九条  电力负荷管理中心负责虚拟电厂运营商准入资质审核，以及虚拟电厂的负荷聚合能力、调节性能和数据交互等方面的技术测试，并做好虚拟电厂的接入服务。

第十条  虚拟电厂应满足以下要求：

（一）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。

（二）虚拟电厂运营商聚合对象应具有电网企业电力营销户号、实现电能计量和用电信息远程采集，聚合的发电资源应未纳入调度调管范围，不由电力调度机构下发计划和直接操作。聚合资源应符合电网接入规范，满足相关技术标准要求。单一资源不能同时被两个及以上虚拟电厂聚合。

（三）负荷类控制单位调节能力指标包括调节容量、响应时间、调节速率和调节精度等，现阶段单个虚拟电厂负荷调节容量应满足不小于1兆瓦、连续响应时间不低于 1 小时条件。发电类控制单元应按照所参与市场品种的相关政策文件要求，进行调节性能测试，纳入电力调度管理机构管辖范围，签订并网调度协议。

（四）虚拟电厂的单个聚合控制单元所聚合资源的最大范围不宜超过一个220kV电网节点参与调控和交易业务。同一虚拟电厂可在全省范围内运营多个聚合控制单元。

（五）虚拟电厂应具有满足要求的技术支持系统，实现与平台运营、资源接入、自动响应等功能，并满足相应的系统网络安全防护技术要求。

第十一条  虚拟电厂运营商按照相关要求，向电力负荷管理中心报送项目建设方案，内容包含但不限于：拟聚合资源容量、负荷及特性曲线、可调节容量、接入电源装机容量、储能规模及充放电特性、并网地点、运营机制、聚合运营系统建设方案、网络安全防护方案、拟聚合资源代理协议及预期技术指标等。

第十二条  电力负荷管理中心在省级电力运行主管部门的指导下，按照“科学规范、客观公正”的原则，组织对虚拟电厂运营商报送的建设方案进行评审，并提出评审意见。

第十三条  虚拟电厂项目通过评审后，电力负荷管理中心通过交易平台向社会公示，公示期5个工作日。公示无异议后，纳入虚拟电厂建设目。

第十四条  虚拟电厂运营商按照相关政策要求、技术规范及建设方案评审意见开展虚拟电厂项目建设。虚拟电厂应满足系统功能、调节性能、数据交互、安全防护等相应要求。

第四章  接入检测

第十五条虚拟电厂项目建设完成后，由电力负荷管理中心组织开展虚拟电厂聚合能力、调节性能、数据交互等技术测试工作，出具虚拟电厂测试报告和运营商准入资质认定意见，并向省级能源主管部门备案。

第十六条虚拟电厂需通过电力调度机构或负荷管理中心组织的能力评估，运营商平台应具备电力需求侧可调节资源的聚合管理能力。

负荷类控制单元需提交虚拟电厂接入申请单、聚合用户清单（含聚合协议等）、可调节资源/设备清单等相关资料。由省电力负荷管理中心或委托第三方组织运营商开展虚拟电厂调节容量、响应时间、调节速率、调节精度等能力测试，并出具调节能力测试报告。

发电类控制单元应提供虚拟电厂值班人员名单、现场运行规程、资源明细（包括用电户号、用电户名、计量点号、结算户名、电压等级、用电性质、资源类型、资源所属地区、最大调节容量、最小调节容量等）等资料。电力调度机构应按照应按照有关规定与虚拟电厂运营商签署并网调度协议，开展涉网安全测试，做好虚拟电厂接入服务。

第十七条虚拟电厂项目通过准入检测后，由电力负荷管理中心依据能力测试报告、并网调度协议与虚拟电厂运营商签订“负荷管理协议”，明确虚拟电厂聚合范围，并接入新型电力负荷管理系统。

参与电力现货市场、辅助服务市场的虚拟电厂还应接入调度自动化系统，或通过新型电力负荷管理系统参与部分交易品种。

第五章  运营管理

第十八条  虚拟电厂可按照国家及省电力相关政策文件和交易规则，参与中长期、现货、辅助服务等电力市场，以及电力需求响应、实时可中断负荷调用等机制获取收益。

在电力中长期市场和现货市场开展购售电业务的虚拟电厂，应具备售电公司资质。各类分散资源在被虚拟电厂聚合期间，不得重复参与电力市场交易。

第十九条  电网企业和电力市场运营机构按职责分工负责虚拟电厂的运营管理服务。

贵州电网公司负责按规定为虚拟电厂运营商与聚合资源提供各类费用结算与收付服务。

电力负荷管理中心应向虚拟电厂提供能力校核、资源入库和聚合管理、资源运行监测等服务，负责开展虚拟电厂调节能力、运营监测、效果评价等工作，并为其参与需求响应、辅助服务及电能量交易提供数据服务、平台支持等。

电力交易机构负责按要求为虚拟电厂运营商提供市场注册服务，组织虚拟电厂参与电力中长期市场交易，并出具虚拟电厂参与中长期、现货和辅助服务市场清分结算依据。

电力调度机构动态开展电力电量平衡，提出虚拟电厂调节需求，负责组织虚拟电厂运营商参与现货市场和调峰、调频、备用等辅助服务市场，并提供出清服务和结算依据等。

第二十条 虚拟电厂应遵守电能量市场、电力辅助服务和电力需求响应相关规则，按规定承担相应考核。因市场交易结算规则、交易价格等政策性变化或不可抗力引起的偏差，导致补贴费用需要调整的，由电网企业依照有关规定予以退补。

第二十一条 对具备参与辅助服务的虚拟电厂按照南方区域和各省电力辅助服务交易规则相关规定，参与各类辅助服务市场交易、结算和费用分摊。相关辅助服务指令和执行结果等信息通过调度机构相关技术系统下发和采集。

第二十二条 发生影响电网安全稳定情况时，虚拟电厂及其聚合资源应配合参与电网统一调节，按规定接受电力负荷管理中心或电力调度控制中心调控。虚拟电厂运营商不得擅自调整运行参数。

第六章  信息变更

第二十三条  虚拟电厂运营商注册信息发生变更的，应按电力交易基本规则相关规定在交易平台办理信息变更。

第二十四条  当虚拟电厂调节能力变化满足以下条件之一时，应接受电力负荷管理中心组织的能力测试，并对重新认定的能力信息进行更新。

（一）运营商当月上送的虚拟电厂聚合用户信息、实际调节能力发生重大变化。

（二）通过新型电力负荷管理系统对虚拟电厂交易单元开展的执行效果评估中，监测到虚拟电厂实际调节量与能力认定报告的差异达到一定条件时，视为实际调节能力发生重大变化。

（三）如虚拟电厂运营商聚合用户发生数量增减，如办理更名过户、增减容、销户、暂停等情况，导致虚拟电厂交易单元实际调节能力发生重大变化。

第七章  退出机制

第二十五条 虚拟电厂应按照电力市场相关规定，办理正常退市手续。

第二十六条  虚拟电厂连续3个月未按规定上报数据或不满足电力调度机构、电力负荷管理中心检测要求，视为自行退出。

第二十七条 已退出的虚拟电厂，如需恢复运营，需重新履行项目建设程序。虚拟电厂退出后，省级负荷管理中心应及时向省级电力运行主管部门备案。

第八章  附则

第二十八条 省级电力运行主管部门负责统筹推进虚拟电厂建设运营工作，并指导贵州电网公司及相关电力市场运营机构建立健全工作体系，做好虚拟电厂的建设运营服务，不断优化完善政策机制，并开展政策宣传，促进虚拟电厂健康良性发展。

第二十九条 本办法由省能源局负责解释。

第三十条  本办法自发布之日起实施。施行期间，如遇国家和省相关政策调整，按最新政策执行。