链接：安徽省虚拟电厂市场投资建设与发展前景预测分析报告（2025版）

关于公开征求安徽省虚拟电厂建设运营管理实施方案意见的公告

为引导我省虚拟电厂规范、有序、高质量发展，安徽省能源局根据《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）等文件要求，借鉴兄弟省份经验做法，结合我省实际，组织起草了《安徽省虚拟电厂建设运营管理实施方案（征求意见稿）》。现予以公告，向社会公开征求意见，欢迎社会各界人士提出意见建议。

所提意见建议请说明相关理由，并注明来文单位、个人及联系方式，发送到安徽省能源局（电力生产调度处）电子邮箱：dianlichu2010@163.com。提出意见建议截止时间为2026年5月10日。

感谢您的参与和支持。

附件：1.安徽省虚拟电厂建设运营管理实施方案（征求意见稿）

2.起草说明

2026年4月10日

附件1

安徽省虚拟电厂建设运营管理实施方案

（征求意见稿）

为规范虚拟电厂建设、运营与管理，根据《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）等文件要求，结合我省实际，制定本实施方案。

一、各方职责

（一）政府部门

省能源局负责统筹全省虚拟电厂建设运营管理，会同国家能源局华东监管局等单位制定完善虚拟电厂相关政策、市场规则、管理规范、技术标准等。

各市电力管理部门负责推动本地虚拟电厂建设发展，因地制宜制定完善相关支持政策，为虚拟电厂与被聚合用户搭建政策宣讲、技术交流和项目对接平台，协调解决虚拟电厂建设运营具体问题。

（二）运营机构

省电力公司相关业务部门负责全省虚拟电厂建设运营管理具体工作，成立安徽省虚拟电厂管理中心，建设运维省级虚拟电厂运营管理平台（以下简称“省级平台”），组织各市供电公司为虚拟电厂及被聚合用户提供计量、监测、结算等服务，构建全省统一的虚拟电厂可调节资源库。

省电力负荷管理中心负责虚拟电厂及被聚合用户接入测试、能力校核、档案管理、运行监测、效果评估、技术支持服务等工作，服务虚拟电厂参与各类市场交易、电力需求响应，为虚拟电厂提供统一接入入口和服务渠道，组织各市电力负荷管理中心核查虚拟电厂聚合资源及终端设备等情况。

省电力交易中心负责虚拟电厂及被聚合用户参与电力市场的市场注册、套餐签订、信息披露、信用管理等工作，服务虚拟电厂参与电力中长期交易，出具虚拟电厂参与电力中长期、现货、辅助服务等各类市场交易的结算依据，按职责负责相关技术系统建设运维。

省电力调度中心负责动态评估电力平衡情况，提出虚拟电厂调节需求，组织参与电力现货市场报量报价及辅助服务市场的虚拟电厂签订并网调度协议，服务虚拟电厂参与电力现货和辅助服务市场，按职责负责相关技术系统建设运维，组织各市电力调度中心对虚拟电厂进行安全校核、调度管理等工作。

（三）市场主体

虚拟电厂运营商（以下简称“运营商”）负责开展虚拟电厂技术支持系统（以下简称“技术支持系统”）建设、资源聚合、终端配置等工作，按程序接入省级平台，积极参与各类市场交易、电力需求响应、实测验证等电网互动，承担涉网安全、网络安全防护、数据安全等安全主体责任。

被聚合用户负责挖掘自身调节潜力，积极参与虚拟电厂建设，根据实际调节能力，自愿选择运营商并签订代理协议，按照双方约定参与虚拟电厂聚合运营、交易结算，并落实职责范围内的安全主体责任。

二、建设及接入管理

（一）建设要求

运营商应是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体，满足安徽相应电力市场规则规定的准入条件。按照我省地方标准《虚拟电厂建设规范》（DB34/T 5306—2025）及接入系统技术要点（附件1）要求，开展虚拟电厂建设及系统接入。

（二）接入流程

运营商按照接入流程（附件2）、资料清单（附件3）及能力校核（附件4）相关要求，分步骤开展系统接入，完成首次能力校核，取得虚拟电厂资格身份。

三、注册及变更管理

（一）注册要求

运营商获得能力认证证书后，若参与电力中长期、现货、辅助服务市场，应按照国家《电力市场注册基本规则》等相关要求，在电力交易平台办理虚拟电厂市场注册；其中，参与电力现货市场报量报价及辅助服务市场的，还需要与电力调度机构签订并网调度协议，接入调度系统或通过接入省级平台参与部分交易品种。若参与电力需求响应，需要与各市供电公司签订电力需求响应合作协议，并签署相关承诺书。省电力交易中心将审核通过的运营商注册信息同步至省电力负荷管理中心。

（二）变更要求

1.注册信息变更。运营商的公司名称、法定代表人、业务范围等重大信息发生变化时，应按照国家《电力市场注册基本规则》等相关要求，通过电力交易平台提交注册信息变更申请等材料。省电力交易中心将审核通过的运营商变更信息同步至省电力负荷管理中心。

2.调节能力变更。运营商因新增、减少聚合资源或调节能力等指标发生重大变化时，应按照能力校核相关要求（附件4），通过省级平台提交调节能力变更申请等材料。省电力负荷管理中心原则上于5个工作日内完成审核；对审核通过的运营商，原则上于15个工作日内完成变更类能力校核，更新能力认证证书，并将变更信息同步至省电力交易中心、省电力调度中心。

四、交易及结算管理

（一）交易要求

1.参与规则要求。虚拟电厂可作为独立经营主体参与电力中长期、现货、辅助服务等各类市场和电力需求响应，具体根据国家、华东区域及我省相关电力政策文件及交易规则执行。

2.交易类型要求。对虚拟电厂按照其聚合资源类型分类建立市场交易单元，其中，对分布式电源等“电源型”资源建立发电交易单元；对充换电设施、工商业可调负荷等“负荷型”资源建立用电交易单元；对台区储能等“混合型”资源分别建立发电交易单元和用电交易单元。虚拟电厂按照交易单元分别参与各类市场，其中用电交易单元视同用电主体参与市场交易，发电交易单元视同发电主体参与市场交易。

3.交易申报要求。虚拟电厂参与现货申报时，应将不同出清节点（原则上不超出220千伏变电站供电区域）下的聚合资源分别建立发电或用电交易单元进行单独申报。虚拟电厂参与各类市场和电力需求响应根据相应规则，分别在电力交易平台、省级平台上进行申报。

4.代理关系要求。同一合同周期内，同一类型电力市场下，同一被聚合用户原则上仅可与一家代理服务机构（包括售电公司、虚拟电厂等）建立代理服务关系。在建立代理服务关系前，被聚合用户需告知各代理服务机构自身的代理关系现状，确保代理关系公开透明、多方知情。

5.参与顺序要求。电力需求响应启动期间，虚拟电厂须优先参与电力需求响应。虚拟电厂参与省内、区域电力市场或电力需求响应时，应优先保障省内调节需求，鼓励利用多余调节能力参与区域电力市场。

（二）结算要求

1.结算原则。运营商及被聚合用户的费用结算原则上以电网企业计量装置数据为计量依据，按照相关电力政策文件及交易规则以被聚合用户户号为单元进行计量（上网电量和下网电量分别计量）、监测、结算。

2.结算方式。省电力交易中心、省电力公司根据运营商签订的代理协议约定条款，负责向运营商和被聚合用户出具结算依据。运营商相关费用结算至企业财务账户，被聚合用户收益结算至发、用电电费户号或相关财务账户。

3.结算考核。运营商及被聚合用户应遵守各类市场的考核规则，公平承担市场运营考核费用、不平衡资金等，按照上、下网电量分别计算分摊费用。因市场交易规则、交易价格等政策变化或不可抗力引起的偏差，导致结算费用需要调整的，由省电力公司按照相应市场规则予以退补。

五、运行及安全管理

（一）运行维护要求

1.运行监测要求。运营商对其聚合资源开展常态化运行监测，按要求上送虚拟电厂整体及其被聚合用户的调节能力曲线、分路资源实时负荷曲线等数据，针对聚合能力、调节能力、系统性能等指标开展周期性自评。

2.检修维护要求。运营商应建立技术支持系统软、硬件设备设施的维护检修制度，定期开展设备运维并形成维护档案，确保系统可靠稳定运行。当系统出现异常或故障时，应及时向省电力负荷管理中心提交系统检修申请，经批准后实施检修，检修期间不得参与各类市场和电力需求响应，检修完成经省电力负荷管理中心同意后，可恢复正常运行。

3.运行服务要求。省电力负荷管理中心依托省级平台，向虚拟电厂提供运行监测、能力校核、可调节能力管理、运行效果评估、市场交易信息获取和数据交互等服务，降低虚拟电厂建设、运维成本。

（二）安全保供要求

1.安全建设要求。纳入涉网安全管理范围的虚拟电厂要接受电力调度机构统一调度，执行涉网安全管理规章制度。运营商要加强自身安全管理，通过协议等方式明确虚拟电厂及被聚合用户的安全责任，严格遵守国家《电力监控系统安全防护规定》等政策法规和标准规范，落实网络安全防护、数据安全管理等各项要求，使用满足要求的密码产品，建设覆盖平台、通信网络、终端设备的安全防护体系，有效防范网络攻击与数据泄露风险。因运营商责任行为造成的电力系统安全事故，依法依规追究其责任。

2.运行可靠要求。电网发生紧急情况时，虚拟电厂及其被聚合用户应承担电力负荷管理、紧急负荷控制等电力保供义务，省电力交易中心、省电力调度中心、省电力负荷管理中心有权暂停其交易执行，可对虚拟电厂所聚合的资源直接进行调控，减少紧急调控中间环节，运营商不得干扰电网调节指令执行。省电力公司要制定电网应急预案和处置流程，明确虚拟电厂与电网企业各部门的职责分工，将虚拟电厂纳入电力安全应急模拟演练，不断提升应急响应与快速恢复水平。 

六、评价及退出管理

（一）效果评价要求

1.周期性校核。省电力负荷管理中心在每年迎峰度夏（冬）前，对虚拟电厂开展周期性能力校核，动态评估其调节能力（附件4），确保虚拟电厂持续满足运行要求。针对校核不通过的虚拟电厂，运营商原则上应在1个月内限期完成整改。

2.实测验证。省电力公司在每年迎峰度夏（冬）等电力平衡困难期间，结合电力供需形势有序组织开展调节能力实测验证，优先安排虚拟电厂等市场主体根据自身情况自愿参与，并依据电力需求响应政策评估其实际调节能力，给予相应激励补偿。省电力负荷管理中心结合实测验证情况，动态更新周期性能力校核结果。

3.等级评定。省电力公司于每年4月底前，对运行时间达到一年及以上的虚拟电厂开展运行效果评估，依据《安徽省虚拟电厂等级评定工作要点》（附件5），评定虚拟电厂等级。省电力负荷管理中心应在能力认证证书上及时更新等级评定结果，并在省级平台和电力交易平台上进行公布。

4.增值服务。鼓励运营商开展能源托管、分布式电源代运维、冷热电联供协同优化、能源大数据分析、节能降碳改造、碳资产开发管理、碳交易、聚合绿电交易等业务，提升市场竞争力。将运营商拓展商业模式情况纳入虚拟电厂等级评定，引导其提供多元化服务。

5.支持政策。省能源局对等级评定为A级的虚拟电厂，直接纳入全省虚拟电厂重点推广项目目录，优先推荐申报国家新型电力系统试点等。省电力交易中心会同省电力调度中心对等级评定为A级、B级的虚拟电厂，在市场结算中可适当放宽其相关收益回收系数，在电力市场信用评价中适当予以奖励加分，并纳入相关市场规则予以明确。

（二）注销退出流程

运营商按照注销退出流程相关要求（附件2），根据需要开展市场注销及退出工作，取消虚拟电厂资格身份。

七、信息披露

1.信息披露原则。省电力公司、省电力负荷管理中心、省电力交易中心应公平对待市场主体，依据相关市场规则明确的披露方式和途径，无歧视披露公众信息和公开信息，严禁超职责范围获取或泄露私有信息。

2.用户信息获取。省电力公司、省电力负荷管理中心、省电力交易中心和运营商要安全维护被聚合用户的用户信息、企业生产、计划数据等信息，保护用户隐私不受侵犯。运营商在获得被聚合用户数据查询授权后，可依托省级平台查询该用户授权范围内的数据。

3.信息披露解释。运营商及被聚合用户对披露信息有异议或疑问的，可依据各市场规则提出解释申请，由省电力公司、省电力负荷管理中心和省电力交易中心负责解释。

八、工作要求

（一）加强支持保障。各市电力管理部门可结合实际出台支持政策，按需规范建设市级虚拟电厂管理中心及运营管理平台，引导企业积极投建虚拟电厂，逐步构建“省级统筹、市级管理、园区（县区）服务”的三级管理体系。省电力公司、省电力交易中心要按照职责分工不断完善工作机制，加快推进省级虚拟电厂管理中心建设，探索算电协同、车网互动等场景应用。

（二）加强建设布局。各市电力管理部门要有序推动建设一批具有典型性、引领性的虚拟电厂重点项目，鼓励在皖北新能源富集区发展“新能源+储能”协同型虚拟电厂，在皖中、皖南工业负荷集中区发展“可中断负荷”型虚拟电厂，在城市中心区发展“楼宇空调+电动汽车+算电协同”智能调控型虚拟电厂，逐步形成覆盖全省、类型互补、响应高效的虚拟电厂发展格局。

（三）加强宣传引导。各单位要加强虚拟电厂相关政策、重要成果、典型案例的总结宣传，充分发挥媒体力量提高社会认知度，提升虚拟电厂影响力。省电力公司要发挥省级平台门户网站作用，通过政策解读、交流学习、成果发布、科技攻关等方式，搭建虚拟电厂技术、模式、理念、机制的共享交流平台。

附件：1-1.安徽省虚拟电厂接入系统技术要点

1-2.安徽省虚拟电厂接入退出工作要点

1-3.安徽省虚拟电厂接入资料清单

1-4.安徽省虚拟电厂能力校核工作要点

1-5.安徽省虚拟电厂等级评定工作要点

附件1-1

安徽省虚拟电厂接入系统技术要点

运营商应自建、购买或租赁的技术支持系统，按照以下技术要求接入省级平台统一管理，根据需要接入调度相关系统。虚拟电厂参与电力市场时，应满足相应市场规则的技术要求。省电力公司根据虚拟电厂运行情况、市场规则调整及国家政策变化，可适时对以下工作要点进行滚动修订。

一、技术支持系统要求

（一）系统功能要求

技术支持系统应具备参与电网互动和电力市场的能力，具体如下：

1.资源接入。满足各种类型的可调节需求侧资源的信息采集和接入，并进行有效的整合，包括资源基本信息、容量、类型、调节能力、参与各类市场及电力需求响应等信息管理功能。

2.运行监测。满足虚拟电厂运行状态的实时监测，并通过可视化方式展示，包括设备状态、功率、电量、资源调用、参与各类市场及电力需求响应等信息监测功能。

3.数据上报。满足与省级平台等相关平台的数据交互要求，配置时间同步对时（北斗或NTP对时）装置并具备自动授时条件，确保数据传输准确性和实时性，保障通信安全可靠，包括设备状态、功率、电量、资源调用、参与各类市场及电力需求响应等信息交互功能。

4.分析预测。满足虚拟电厂对运行数据进行分析预测，为运营商提供决策支持，包括发电出力、用电负荷、调节能力等分析预测功能。

5.响应调节。满足虚拟电厂根据各类市场及电力需求响应的要求，对资源进行灵活组织和调节，以适应电力系统的需求变化，包括指令接收、任务分解下发、远程调控等功能。

6.交易清算。满足运营商代理被聚合用户参与各类市场及电力需求响应，包括参与策略制定、执行效果评估、收益分配清算、执行结果反馈等功能。

7.系统管理。满足基本的系统运行管理和设备管理功能，具备一定的容错能力、异常警告和故障恢复能力，包括用户注册、协议管理和档案管理等功能。

（二）系统性能要求

1.系统可靠性要求。系统平均无故障工作时间应不低于10000小时，年可用率应不低于99%，月可用率应不低于99%。支持7×24小时连续运行，具备关键设备、数据冗余备用功能。

2.数据存储要求。虚拟电厂存储数据类型包括聚合资源运行、调控指令、市场交易等数据，应具备生产数据和历史数据存储能力。对于实际生产环境下超出存储期限的数据应迁入历史数据备份进行存储，生产环境下数据存储期限应不少于3年，历史数据的存储时间应不少于5年。

3.故障恢复要求。因技术支持系统异常、网络中断、聚合资源数据异常等严重故障导致无法监测虚拟电厂运行状态和功率时，应在12小时内消除缺陷，及时恢复网络及数据通信。

二、调节能力要求

（一）聚合资源要求

1.聚合对象要求。可聚合的资源包括但不限于分布式电源、储能、充换电设施、工商业可调节负荷。聚合资源原则上应具有独立营销户号，实现电能计量和用电信息远程采集，聚合范围、调节性能等条件应满足相关市场及电力需求响应规定。参与电力市场的运营商，应将其聚合资源在电力交易平台注册。由电力调度机构直接调度管理的发电及储能资源原则上不纳入聚合范围，运营商不得跨省级电网控制区聚合资源，单一资源不能同时被两个及以上运营商聚合。

2.资源接入要求。聚合资源应具备电力、电量分时计量与传输条件，通过虚拟电厂终端或直连的方式接入技术支持系统；应符合电网接入规范、满足电网安全技术要求，在相关协议中明确运营商及聚合资源主体的安全责任。

（二）调节性能要求

1.调节容量。虚拟电厂根据指令可达到的最大输出功率与最小输出功率的差值。初期聚合资源的基础调节容量应不低于5MW，参与现货市场报量报价的虚拟电厂单一交易单元的基础调节容量应不低于1MW。

2.持续时间。虚拟电厂在单次调用中，功率变化量达到目标值，且偏差维持在一定范围内的时间。对于日前或日内小时级的调节能力，应不少于2小时；对于可实时安排的调节能力，应不少于1小时。

3.调节速率。虚拟电厂每分钟单方向功率变化量占目标调节功率的百分比。对于日前或日内小时级的调节能力，应在调节开始前的上一个采集点完成调节；对于可实时安排的调节能力，应不低于（最大调节容量×3%)／分钟。

4.调节精度。虚拟电厂实际功率变化量与目标功率变化量的差值占目标功率变化量的百分比。以每15分钟为一个周期计算偏差率，应不超过±15%。

5.响应时间。自虚拟电厂发出指令开始，到虚拟电厂输出功率按照指令方向变化至超出阈值的时间。应不超过15分钟。

三、终端设备要求

（一）终端功能要求

运营商应根据聚合资源参与电网互动及相应电力市场的需求，分类配置相关监测或控制终端，并将采集数据上送至省级平台。虚拟电厂终端应具备资源采集、调节和管理等能力，实现与虚拟电厂的必要信息交互；具备边缘计算能力，可分析评估虚拟电厂资源的调节容量、调节性能等关键信息。

（二）终端性能要求

1.数据采集要求。对聚合资源运行数据具备冻结电能量数据的能力，最小冻结间隔不大于15分钟，采集误差不大于0.5%。

2.终端通信要求。支持DL/T 476等网络通信协议或Web Service、E文件等通用接口。与调度系统的通信应满足DL/T 476、DL/T 2473.1、DL/T 2473.9中对于资源接入、控制及管理信息通信方式、通信协议等方面的相关规定。

四、数据通信要求

（一）内部资源通信要求

虚拟电厂应与内部资源进行实时上报、控制下发、收益结算下发等数据交互，并根据需要采用多种传输方式，包括但不限于RS485、光纤等有线通信方式，4G、5G 等无线通信方式，应满足DL/T 476等通信规约。

（二）外部系统通信要求

技术支持系统与省级平台、调度系统等外部系统间应能实现信息上送、计划与交易信息申报、控制指令接收等数据交互，传输方式包括但不限于综合数据网或互联网公/专网，应支持Web Service、HTTP、HTTPS、MQTT、Modbus、E文件等通用接口。

（三）通信性能要求

1.通信交互频次。虚拟电厂名称、被聚合用户户号、被聚合用户地理位置等模型类数据交互频次应不大于1天/次。虚拟电厂功率、电量等运行类数据交互频次应不大于15分钟/次，其中参与市场交易期间的运行类数据交互频次应不大于5分钟/次。

2.数据上送时间。内部通信要求可调节资源全数据上送技术支持系统的时间周期应不大于30秒；外部通信要求技术支持系统上送省级平台、调度系统等外部系统的时间周期应不大于1分钟。

3.数据质量。虚拟电厂应确保上传数据的完整性和规范性，在虚拟电厂侧进行动态数据和静态数据的数据校验，每日信息的完整率应不低于99%，上送数据校验合格率应不低于99%。

4.网络带宽。技术支持系统与省级平台、调度系统等外部系统的互联网出口带宽应不低于100兆。

5.通信延时。技术支持系统与省级平台、调度系统等外部系统的通信延时应不超过500毫秒。

6.数据丢包率。不高于0.5％，以保证数据的完整性和平台之间的有效沟通。

五、安全防护要求

（一）等级保护要求

技术支持系统应满足国家《电力监控系统安全防护规定》等政策法规和标准规范，具备电网企业对接入系统要求的信息安全防护措施，按照GB/T 22239开展等级保护相关工作，取得具备资质的第三方机构出具的网络安全等级保护二级及以上测评报告。

（二）传输安全要求

虚拟电厂应采用校验技术保证通信过程中的数据完整性，省级平台与虚拟电厂通信时应采用访问控制、身份认证及数据加密等措施。虚拟电厂采用公共互联网传输信息时应采用HTTPS等安全通信协议，同时根据交互数据类型，对关键业务信息和传输参数进行加密，并通过信息隔离装置、防火墙等方式设置合理的逻辑分区或物理隔离区阻隔来自终端采集控制网络的安全风险。

（三）数据安全要求

虚拟电厂应符合数据安全法要求，涉及合同、交易等关键业务数据应采用加密存储，应对重要数据分级分类，并采取措施保障数据安全。

（四）安全准入要求

虚拟电厂在建设过程中应确保所有信息通信硬件设备、软件产品及技术服务均符合国家和地方的网络安全准入标准。具体措施包括：落实网络安全准入标准，对供应商进行严格的安全审查，确保其产品和服务符合国家安全要求；对于关键设备和系统，应进行安全测试和评估，确保其具备足够的安全防护能力；建立安全准入的持续监控和评估机制，定期对已部署的设备和系统进行安全检查和更新，确保其始终符合最新的安全标准。

附件1-2

安徽省虚拟电厂接入退出工作要点

运营商应在完成虚拟电厂建设后，按照以下流程要求接入省级平台（见附图），并根据需要开展市场注销及退出工作。省电力公司根据虚拟电厂运行情况、市场规则调整及国家政策变化，可适时对以下工作要点进行滚动修订。

一、接入流程

（一）资质审核

运营商完成虚拟电厂建设后，在省级平台注册账号，提交资质审核相关资料。省电力负荷管理中心原则上于3个工作日内完成对运营商资质的形式审核。

（二）系统联调

运营商通过省级平台获取相关接口交互规范，按规范完成接口开发后提交接入申请。省电力负荷管理中心与运营商确定联调时间，组织对技术支持系统、数据通信、安全防护等测试，原则上在15个工作日内完成系统联调。

（三）资源绑定

运营商在省级平台提交被聚合用户、可调节资源、代理协议等资料。省电力负荷管理中心原则上于15个工作日内，组织各市电力负荷管理中心现场审核其聚合资源、终端设备等情况，对审核通过的运营商建立其与被聚合用户、终端设备等档案的绑定关系。

（四）能力校核

运营商在满足技术条件后，应按照能力校核相关要求，在省级平台提交能力校核申请。省电力负荷管理中心原则上于20个工作日内完成首次能力校核，对调节容量、持续时间、调节速率、调节精度、响应时间等调节能力进行测试，结合系统联调测试情况，出具能力认证证书，将虚拟电厂能力校核等情况推送至省电力交易中心、省电力调度中心。能力校核的结果作为运营商参与各类市场和电力需求响应的依据。

（五）名单发布

省电力负荷管理中心对通过能力校核的运营商，在省级平台和电力交易平台及时发布虚拟电厂名单目录、能力校核结果、等级评定等情况，将虚拟电厂纳入省级平台进行分级分类分区统一管理。

二、注销退出流程

（一）市场注销

运营商因自身原因或其他原因主动要求退出电力市场，应按照国家《电力市场注册基本规则》等相关要求，在电力交易平台办理市场注销手续。省电力交易中心将审核通过的运营商注销信息同步至省电力负荷管理中心。

（二）自愿退出

运营商因自身原因或其他原因自愿要求取消虚拟电厂资格身份，需在完成市场注销流程后，向省电力负荷管理中心提交退出申请及相关支撑材料，明确退出原因和申请退出时间等。省电力负荷管理中心会同省电力交易中心原则上于5个工作日内，完成对运营商的退出审核。

（三）强制退出

出现以下情况之一，强制虚拟电厂退出：能力校核不达标，拒不整改或整改后仍不达标的虚拟电厂；实际运行能力不满足规则要求或连续两年等级评定为D级，拒不整改或整改后仍不满足要求的虚拟电厂；运营商提供虚假信息或严重违反运营规则，拒不整改或整改后仍不满足要求的虚拟电厂；依法被撤销、解散，依法宣告破产、歇业的虚拟电厂；被有关部门和社会组织依法依规对相关领域失信行为作出处理，并被纳入“严重失信名单”的虚拟电厂；违反法律、法规的其他情形。

（四）退出过程

虚拟电厂在申请或强制退出、暂停运营期间，应依法依规完成被聚合用户的数据交接、资产清算和结算，对已签约但未履行的服务内容，按照合同约定予以退还或赔付等处理，确保用户信息资产安全及权益不受损失，且不得参与各类市场和电力需求响应。如再次参与各类市场和电力需求响应，应重新履行相关接入及注册手续。虚拟电厂申请或强制退出后，运营商代理关系自动失效，被聚合用户可重新选择其他运营商。

（五）完成退出

省电力负荷管理中心对可以退出的虚拟电厂在省级平台和电力交易平台进行公示，公示期10天。经公示无异议后，运营商完成退出，省电力负荷管理中心对其开展解除基本信息、聚合关系和档案关联关系等相关工作。

附图

安徽省虚拟电厂接入流程图

附件1-3

安徽省虚拟电厂接入资料清单

附件1-4

安徽省虚拟电厂能力校核工作要点

能力校核是评估虚拟电厂整体技术水平和运营效能的核心环节。为引导运营商有序参与建设运营，促进虚拟电厂技术提升与应用落地，省电力负荷管理中心应按照以下要求，规范开展虚拟电厂能力校核工作。省电力公司根据虚拟电厂运行情况、市场规则调整及国家政策变化，可适时对以下工作要点进行滚动修订。

一、能力校核内容

根据《安徽省虚拟电厂接入系统技术要点》（附件1），能力校核的基本内容涵盖以下五个方面，25项关键指标。

（一）技术支持系统

对虚拟电厂技术支持系统的核心功能和系统性能进行测试。包括：系统功能、系统可靠性、数据存储、故障恢复等4项指标。

（二）调节能力

对虚拟电厂的聚合资源构成和调节性能进行测试。包括：聚合资源、调节容量、持续时间、调节速率、调节精度、响应时间等6项指标。

（三）终端设备

对被聚合用户终端设备的功能完备性及性能进行测试。包括：终端功能、数据采集、终端通信等3项指标。

（四）数据通信

对虚拟电厂内外部的数据交互能力进行测试。包括内部资源通信、外部系统通信、通信交互频次、数据上送时间、数据质量、网络带宽、通信延时、数据丢包率等8项指标。

（五）安全防护

对技术支持系统及终端设备的安全防护能力进行测试。包括：等级保护、传输安全、数据安全、安全准入等4项指标。

二、能力校核周期及方式

能力校核根据不同周期和测试方式，采用以下方式分类开展。虚拟电厂总调节能力为其被聚合用户调节能力的叠加，被聚合用户可分批次开展能力校核。

（一）按时间周期划分

能力校核周期分为首次能力校核、变更类能力校核和周期性能力校核。虚拟电厂在首次接入省级平台、完成聚合资源绑定后，需开展首次能力校核；虚拟电厂在调节能力等指标发生重大变化时，需开展变更类能力校核；省电力负荷管理中心在每年迎峰度夏（冬）前定期开展周期性能力校核，在每年迎峰度夏（冬）等电力平衡困难期间适时开展实测验证，将实测验证情况纳入周期性能力校核结果，虚拟电厂应积极参与。

（二）按测试方式划分

能力校核方式分为大数据验证和实测验证。大数据验证主要运用人工智能模型等技术，通过省级平台分析虚拟电厂及被聚合用户的历史运行数据，结合我省负荷特性确定验证时段，分时段验证其调节能力，适用于首次、变更类及周期性能力校核。实测验证主要依据电力需求响应实施流程，通过省级平台实时监测并测算虚拟电厂调节能力指标的实际表现，适用于周期性校核。

三、能力校核结果及异常处理

（一）校核结果确认与更新

1.首次及变更类校核结果。经大数据验证通过后，省电力负荷管理中心出具能力认证证书，明确虚拟电厂的调节能力等关键指标。证书有效期至下一周期校核或发生变更校核为止。

2.周期性校核结果。大数据验证结果作为周期性能力校核的基础依据，用于评估虚拟电厂当前时段的可调潜力。实测验证的调节能力若大于等于当前调节能力，则按实测验证结果更新调节能力，并变更能力认证证书；若小于当前调节能力，在下发调节计划小于当前调节能力的情况下，则保留当前调节能力，否则按实测验证结果更新调节能力，并变更能力认证证书。

3.能力校核动态调整。省电力负荷管理中心可根据电网运行需要、虚拟电厂运行情况及市场规则调整等要求，对虚拟电厂调节能力实施动态校核与调整，校核结果作为更新能力认证证书和参与市场资格审核的依据。

（二）异常情形处理

1.校核不通过。对技术支持系统、调节能力、终端设备、数据通信、安全防护等指标测试未达标；连续三次不参与实测验证；参与实测验证但连续三次负荷响应率未达到50%等情形，判定为能力校核不通过。

2.限期整改。对能力校核不通过的虚拟电厂，省电力负荷管理中心应出具整改通知书，明确整改期限（原则上不超过1个月）及具体要求。整改期内可保留原有能力认证证书，并视情暂停其参与各类市场和电力需求响应。

3.退出机制。对能力校核不通过，拒不整改或整改后仍不达标的虚拟电厂按照强制退出程序处理。

（三）异议申诉与复核

运营商对校核结果有异议的，可在收到结果后原则上于5个工作日内向省电力负荷管理中心提交书面复核申请，并附相关佐证材料。省电力负荷管理中心原则上在10个工作日内组织复核并出具复核意见。复核期间不影响原校核结果的执行。

附件1-5

安徽省虚拟电厂等级评定工作要点

等级评定是虚拟电厂参与各类市场、电力需求响应及享受相关激励政策的重要依据。为激励运营商提升技术能力与运营水平，推动虚拟电厂从“试验探索”向“规模应用”高质量发展，省电力公司负责组织实施虚拟电厂等级评定工作，并根据虚拟电厂运行情况、市场规则调整及国家政策变化，可适时对以下工作要点进行滚动修订。

一、总体安排

省电力公司原则上于每年4月底前，对运行时间达到一年及以上的虚拟电厂开展运行效果评估，依据虚拟电厂能力校核、运行数据及商业模式拓展等情况，完成综合评分与等级划定。省电力负荷管理中心应在能力认证证书上及时更新等级评定结果，并结合虚拟电厂名单发布工作，将等级评定结果在省级平台和电力交易平台上进行公布。

二、评定标准

（一）等级设置

虚拟电厂等级设置分为A、B、C、D共4个等级，具体见附表1。

（二）评分体系

虚拟电厂等级评定总分为100分，围绕基础能力、运行调节、市场拓展等三个维度计算综合得分，具体见附表2。其中基础能力60分，主要反映虚拟电厂的技术支撑水平与可调节资源禀赋；运行调节25分，主要反映虚拟电厂参与各类市场及电力需求响应的实效与履约能力；市场拓展15分，主要反映虚拟电厂拓展商业模式、技术研发、创新应用等表现情况。

三、评定流程

（一）数据归集

省电力负荷管理中心原则上于每年3月份，开展等级评定准备工作，依托省级平台等渠道，自动归集虚拟电厂能力认证证书及变更记录、技术支持系统运行监测数据、聚合资源规模与终端设备在线情况、保供事件执行记录与调节能力指标、市场交易申报及执行数据等情况。

（二）评分定级

省电力公司会同省电力交易中心原则上于每年3月底前，完成数据核验与综合评分，按照附表1的等级设置标准初步确定虚拟电厂等级评定结果。

（三）公示发布

省电力负荷管理中心原则上于每年4月底前，将初步评级结果通过省级平台和电力交易平台公示，公示期10天。公示期满无异议的，正式发布年度虚拟电厂等级评定结果。

（四）异议申诉

运营商对等级评定结果有异议的，应在公示期内向省电力负荷管理中心提交书面复核申请，并附相关佐证材料。省电力公司原则上应在10个工作日内组织复核并出具复核意见，复核结果为最终等级评定依据。

四、结果应用

（一）与激励政策挂钩

省能源局对等级评定为A级的虚拟电厂，直接纳入全省虚拟电厂重点推广项目目录，优先推荐申报国家新型电力系统试点等。省电力交易中心会同省电力调度中心对等级评定为A级、B级的虚拟电厂，在市场结算中可适当放宽其相关收益回收系数，在电力市场信用评价中适当予以奖励加分，并纳入相关市场规则予以明确。

（二）与退出机制挂钩

对等级评定为D级的虚拟电厂，省电力负荷管理中心应出具整改通知书，明确整改期限（原则上于次年等级评定前完成整改）及具体要求，整改期内可视情暂停其参与各类市场和电力需求响应；在等级评定的次月组织针对性能力校核，重新核定其调节能力。对连续两年等级评定为D级的虚拟电厂，拒不整改或整改后仍不满足要求的按强制退出程序处理。

附表1

虚拟电厂等级设置

附表2

虚拟电厂等级评定评分细则