7月22日，青海省能源局发布关于公开征求《青海省虚拟电厂建设与运行管理方案（征求意见稿）》意见建议的公告。
文件明确，按照“总体设计、政企协同、试点先行、持续推进”的原则，结合青海省实际情况，推动虚拟电厂建设管理。建立符合技术要求的虚拟电厂运营平台，为虚拟电厂结合省内实际情况参与中长期、现货、辅助服务、需求响应等各类市场提供参考。探索契合青海电力市场和能源发展需求的虚拟电厂建设管理模式，建立虚拟电厂建设管理规范，在公共建筑、充（换）电设施、数据中心等垂直场景进一步完善虚拟电厂建设。
开展虚拟电厂试点项目建设。按照“先试点、再推广”的原则，选取典型行业、特色资源和典型园区（区县），支持充换电设施、分散式风电、通信基站蓄电池组、用户侧储能（光伏）等领域试点建设虚拟电厂，推进虚拟电厂参与电力中长期、现货市场、辅助服务和需求响应的多场景、多阶段试运行，提升市场组织、平台功能的稳定性，逐步扩大虚拟电厂的聚合资源规模。
健全虚拟电厂参与电力市场机制。规范虚拟电厂参与电力中长期市场、现货市场及辅助服务市场准入条件、业务流程等，加快推进虚拟电厂作为资源聚合类新型经营主体整体参与电力中长期市场和现货市场交易，并明确相应的电量电费计算原则。鼓励虚拟电厂开展业务创新，提供节能服务、能源解决方案设计、碳交易相关服务等综合能源服务，拓宽收益渠道。
原文如下：
青海省能源局关于公开征求《青海省虚拟电厂建设与运行管理方案（征求意见稿）》意见建议的公告
为推进虚拟电厂规范化发展，促进新型电力系统建设，我们组织编制了《青海省虚拟电厂建设与运行管理方案(征求意见稿)》。现面向社会公开征求意见。
请将相关意见建议于 2025年8月22日前，反馈至电子邮箱:qhsnyjnyyxc@163.com或传真至0971-7850919，并留联系方式。
附件：青海省虚拟电厂建设与运行管理方案(征求意见稿).doc
青海省能源局
2025年7月22日
附件
青海省虚拟电厂建设与运行管理方案
（征求意见稿）
为贯彻落实党中央、国务院关于加快构建新型能源体系和新型电力系统的决策部署，根据国家发展改革委、国家能源局《关于印发〈加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027年）〉的通知》（发改能源〔2024〕1128号）、《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，进一步规范我省虚拟电厂建设运行管理，推动虚拟电厂规范化、常态化、规模化和市场化发展，提升电力保供和能源转型支撑能力，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，全面贯彻党的二十大、二十届三中全会精神，按照省委、省政府能源保障工作部署，以保障能源安全稳定供应为第一要务，全面落实能源安全新战略，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统。以市场机制为依托，以技术革新为动力，将虚拟电厂作为提升电力系统调节能力和安全保障能力的重要手段，助力全省能源低碳转型、产业升级转型。
（二）建设目标
按照“总体设计、政企协同、试点先行、持续推进”的原则，结合青海省实际情况，推动虚拟电厂建设管理。建立符合技术要求的虚拟电厂运营平台，为虚拟电厂结合省内实际情况参与中长期、现货、辅助服务、需求响应等各类市场提供参考。探索契合青海电力市场和能源发展需求的虚拟电厂建设管理模式，建立虚拟电厂建设管理规范，在公共建筑、充（换）电设施、数据中心等垂直场景进一步完善虚拟电厂建设。
二、建设内容
（一）虚拟电厂的概念和定义
1.虚拟电厂的定义。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。虚拟电厂通过充分挖掘、聚合需求侧可调节资源参与中长期、现货、辅助服务、需求响应等各类市场，激发潜在调节能力，有利于提升电力系统实时平衡和安全保供能力，提高全社会经济效益，助力全省“双碳”目标实现。
2.虚拟电厂聚合范围。虚拟电厂聚合资源包括需求侧可调节负荷、分布式电源、用户侧储能等。聚合资源应为具有电网企业独立营销户号、在电力交易平台注册的市场主体，推动现有虚拟电厂中电网代理购电用户逐步进入市场。由调度机构直接调度管理的发电及储能资源不纳入聚合范围。虚拟电厂不得跨省级电网控制区聚合资源，原则上同一经营主体在同一合同周期内仅可与一家售电公司、虚拟电厂(含负荷聚合商)确立服务关系。
（二）建设任务
1.建设虚拟电厂运营服务平台。建设虚拟电厂运营服务平台，规范虚拟电厂及其聚合的分布式电源、用户侧储能、可调负荷等需求侧资源接入过程和技术标准，实现虚拟电厂统一接入；通过开放数据和能力接口，实现与调控、交易、虚拟电厂运营商的数据与业务贯通，降低虚拟电厂参与市场化业务门槛，提升电力市场运营机构组织管理效率和监管力度。
2.开展虚拟电厂试点项目建设。按照“先试点、再推广”的原则，选取典型行业、特色资源和典型园区（区县），支持充换电设施、分散式风电、通信基站蓄电池组、用户侧储能（光伏）等领域试点建设虚拟电厂，推进虚拟电厂参与电力中长期、现货市场、辅助服务和需求响应的多场景、多阶段试运行，提升市场组织、平台功能的稳定性，逐步扩大虚拟电厂的聚合资源规模。
3.构建虚拟电厂运营管理体系。形成规范的虚拟电厂运营管理机制，明确相关部门职责分工，规范虚拟电厂建设、接入、管理等流程。提供虚拟电厂运行监测、周期能力校核、可调节能力管理、数据支撑、运行效果评价等运营服务，指导虚拟电厂配套系统的规范建设。
4.健全虚拟电厂参与电力市场机制。规范虚拟电厂参与电力中长期市场、现货市场及辅助服务市场准入条件、业务流程等，加快推进虚拟电厂作为资源聚合类新型经营主体整体参与电力中长期市场和现货市场交易，并明确相应的电量电费计算原则。鼓励虚拟电厂开展业务创新，提供节能服务、能源解决方案设计、碳交易相关服务等综合能源服务，拓宽收益渠道。
（三）系统建设与接入
1.青海省电力负荷管理中心依托新型电力负荷管理系统建设虚拟电厂运营服务功能，按照相关制度标准，提供虚拟电厂能力测试、系统接入、资格审核、运行监测、能力校核、运行评价等服务，建立虚拟电厂容量及调节能力变更申请、审核、测试等管理机制，对虚拟电厂聚合可调节容量和可调能力实施动态监测评估。其中，参与需求响应的虚拟电厂直接接入新型电力负荷管理系统，由青海省电力负荷管理中心组织开展需求响应；参与现货市场及辅助服务市场的虚拟电厂接入电力调度自动化系统由调度机构开展能力校核、清分结算和运行效果评估等服务，青海省电力负荷管理中心配合调度、交易机构服务虚拟电厂参与电能量和辅助服务市场。
2.虚拟电厂运营商应当是具有法人资格，财务独立核算，营业执照经营范围必须明确具备电力销售、售电或电力供应等业务事项。虚拟电厂运营商应建设技术支持系统并具备监测、预测、指令分解执行等信息交互功能，满足网络安全防护等相关技术要求，按需求接入新型电力负荷管理系统或调度自动化系统，按有关规定响应指令，对聚合资源进行优化调节。虚拟电厂运营商技术支持系统需具备时间同步对时基础能力，确保本地数据和上送数据的时间标记准确和可靠。参与现货市场的虚拟电厂所聚合资源原则上应位于同一市场出清节点，电网条件和市场规则允许的情况下，也可跨节点聚合资源。单一资源不能同时被两个及以上虚拟电厂聚合。
（四）虚拟电厂建设
青海省电力负荷管理中心组织开展虚拟电厂运营商准入资质审核，并报省能源局备案；青海省电力负荷管理中心、电力调度机构分别组织开展参与不同市场的虚拟电厂接入服务，并开展虚拟电厂聚合能力、调节性能及数据交互等方面的技术测试。
1.方案报送。虚拟电厂运营商编制实施方案，报送至青海省电力负荷管理中心。实施方案内容包括但不限于：聚合资源、聚合方式、预期技术指标等。
2.评审备案。青海省电力负荷管理中心组织专家或委托第三方机构对申报方案进行综合评估，确定虚拟电厂建设名单，并向省能源局进行报备。
3.能力检测。虚拟电厂运营商提交接入申请单并申请通过后，青海省电力负荷管理中心组织具备资质的第三方测试机构对参与需求响应的虚拟电厂聚合容量、调节能力和系统性能等方面开展校核与测试，并出具测试报告；电力调度机构组织具备资质的第三方测试机构对参与现货市场及辅助服务市场的虚拟电厂聚合容量、调节能力和系统性能等方面开展校核与测试，并出具测试报告。
4.协议签订。虚拟电厂通过能力检测后，青海省电力负荷管理中心组织虚拟电厂运营商及市（州）电力负荷管理中心签署需求响应等合作协议。
5.信息变更。若虚拟电厂名称、类型等基本信息发生变更，虚拟电厂运营商向青海省电力负荷管理中心和电力调度机构提出变更申请。若涉及聚合资源、聚合能力、调节能力等关键要素变更，青海省电力负荷管理中心和电力调度机构对变更后的虚拟电厂重新组织开展能力检测。
三、市场运营
（一）运营管理
国网青海省电力公司为虚拟电厂运营商参与市场管理单位，为虚拟电厂运营商与聚合用户提供各类费用结算与收付服务，并对虚拟电厂运营情况进行指导、监督、检查、考核和评价。
青海省电力负荷管理中心为虚拟电厂运营商提供市场运营服务，开展全省虚拟电厂运营监测，开展参与需求响应的虚拟电厂调节能力校核、效果评估等工作，并向调度、交易等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。
电力交易机构为虚拟电厂运营商提供市场注册服务，出具虚拟电厂运营商中长期、现货、辅助服务市场清分结算依据，开展虚拟电厂运营商的履约保函管理工作。
电力调度机构为虚拟电厂运营商参与电力现货市场及辅助服务市场交易提供组织与出清等服务，开展相应的虚拟电厂调节能力校核、运营监测、效果评估等工作。
国家能源局派出机构为虚拟电厂运营商参与市场监管单位，及时监督、指导电网企业、电力交易机构解决虚拟电厂参与市场相关问题。
（二）交易管理
1.交易注册与市场准入
（1）交易注册。虚拟电厂（含负荷聚合商）均应在交易平台注册，完成聚合资源绑定，并提供相关的资格审核及能力检测报告、与电网企业签订的负荷确认协议或并网调度协议。接受注册后，电力交易机构通过电力交易平台、“信用中国”等网站，将虚拟电厂满足注册条件的信息、材料和信用承诺书向社会公示，公示期为1个月。公示期满无异议的虚拟电厂，注册手续自动生效。电力交易机构按月汇总虚拟电厂（含负荷聚合商）注册情况向省能源局、能源监管机构备案，并通过电力交易平台、“信用中国”等网站向社会公布。
（2）市场准入。虚拟电厂在满足《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）、青海省各类电力市场交易规则准入要求后，可按独立主体身份参与电力中长期市场、现货市场及辅助服务市场。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。青海省电力负荷管理中心负责需求响应资格管理。
2.自愿退出与强制退出
虚拟电厂需持续满足市场注册条件，虚拟电厂可根据市场规则申请市场注销。推动国网青海省电力公司制定虚拟电厂调节性能评价和考核机制，对长期不参与交易、交易结果执行不到位、测试评估不合格的，应提出限期整改要求；对未按期完成整改或整改不合格的，应报送当地能源主管部门按照相关规则暂停运营或启动自动市场。
（1）自愿退出。虚拟电厂运营商可按照青海省各类电力市场交易规则，自愿办理申请退出手续，申请退出前应将所有有效期合约履行完毕或转让，按要求办理市场退市手续后，电力交易机构通过电力交易平台、“信用中国”等网站向社会公示10个工作日，公示期满无异议的取消其虚拟电厂运营商交易资格，并向省能源局报备。
（2）强制退出。虚拟电厂未按要求持续满足注册条件的，电力交易机构应立即通知虚拟电厂限期整改，虚拟电厂限期整改期间，暂停其交易资格，未在规定期限内整改到位的，经国网青海省电力公司与电力交易机构调查确认，向省能源局报告相关情况后，由电力交易机构通过电力交易平台、“信用中国”等网站向社会公示，公示期10个工作日，公示期满无异议的取消其虚拟电厂运营商交易资格，并向省能源局报备。。
3.交易类型
根据青海电力政策文件和相关交易规则，虚拟电厂可通过聚合各类资源参与电能量市场、辅助服务市场和电力需求响应。其中，虚拟电厂参与电力需求响应，应按照《青海省电力需求响应工作方案（试行）》政策执行；虚拟电厂参与辅助服务市场，应按照青海省和西北区域电力辅助服务市场运营相关规则执行；虚拟电厂参与电能量市场，应按照青海省电能量相关交易规则执行。虚拟电厂聚合单元为参与市场的最小交易单元，单一聚合单元所聚合资源应位于同一市场出清节点等效范围内。虚拟电厂应代理所聚合资源参与批发市场，其在批发市场达成的交易应明确相对应的聚合资源及分配方式，聚合单元内部资源间存在购售需求时也应通过交易平台形成批发市场交易。初期为便于操作，可将发电侧和负荷侧资源分别聚合形成交易单元。加强市场规则衔接，避免虚拟电厂通过不同交易品种重复获利。
4.代理关系建立
虚拟电厂运营商参与调节性市场和电能量市场交易，应与聚合用户签订代理协议（零售合同），选定零售套餐。同一周期内，同一类型电力市场下聚合发、用电户仅可与一家代理服务机构（包括售电公司、负荷聚合商、虚拟电厂运营商等）确立代理服务关系。在建立代理关系前，聚合用户需以书面方式告知各自代理服务机构，确保代理关系公开透明、多方知情。
（1）调节性市场。虚拟电厂运营商参与需求响应、辅助服务市场交易前，应与聚合用户依托虚拟电厂运营管控平台建立代理关系，每月15日前完成代理关系绑定，签订代理协议、选择零售套餐，选定零售代理关系次月生效，原则上绑定期限至少1个月。
（2）电能量市场。虚拟电厂运营商参与中长期、现货市场交易前，应与聚合用户在电力交易平台建立代理关系，按照青海省零售市场规则签订电力零售合同、选择零售套餐，虚拟电厂运营商应配合电力交易机构将代理关系与零售套餐相关信息同步至虚拟电厂运营管控平台，进行统一管理。
5.履约保函
虚拟电厂运营商参与电力市场交易前，应向电力交易机构提交履约保函。履约保函收取参照《青海电力交易中心有限公司关于印发青海电力市场售电公司履约保障凭证管理办法的通知》（青电交易市〔2025〕11号）执行。
（三）运行管理
1.参数管理
（1）参数确认。青海省电力负荷管理中心定期对虚拟电厂开展调节能力监测评估，重点包括现场运行情况、设备参数、聚合资源能力、调节响应能力等。评估不合格的虚拟电厂运营商应在30日内完成整改并通过测试，整改期内暂停其参与电力市场交易资格，待整改完成并通过测试后次月恢复。电力交易机构对拒不整改或未在限期内完成整改的虚拟电厂运营商按照强制退出办理。
（2）参数变更。当聚合代理关系、调节响应能力等关键指标发生变更时，虚拟电厂运营商应向青海省电力负荷管理中心提出测试申请，青海省电力负荷管理中心应在15个工作日内完成聚合资源能力、调节响应能力测试和信息变更，并将变更信息同步至电力交易平台。
2.申报管理
虚拟电厂参与调节性市场和电能量市场时，按照相应市场规则进行申报管理。其中，参与调节性市场时，虚拟电厂运营管控平台为虚拟电厂运营商提供申报渠道；参与电能量市场时，由电力交易机构为虚拟电厂运营商提供申报渠道。
3.出清管理
（1）出清要求。虚拟电厂运营商按照青海省电力市场交易规则参与市场出清。
（2）查看渠道。青海省电力负荷管理中心应依托虚拟电厂运营管控平台和市场运营机构实现业务贯通，为虚拟电厂运营商提供参与需求响应、辅助服务、电能量市场的出清信息。
4.运行管理
（1）运行要求。对纳入有序用电方案的聚合用户应遵守《电力负荷管理办法》相关规定，当电网发生紧急情况时，聚合用户应同等承担电网平衡调节义务，按照调控指标要求规范刚性执行。
（2）执行评价。国网青海省电力公司应为虚拟电厂运营商提供日常运行效果评价服务，包括对其资源聚合能力、调节能力、调节效果、信息同步能力、数据传输质量等开展评价。对违反交易规则及市场管理规定且未按期整改的，由电力交易机构办理强制退市；对虚拟电厂运营商月内累计2次不参与需求响应市场应约或应约未响应的，取消其当年需求响应市场申报资格。
（四）结算管理
1.结算原则
虚拟电厂运营商与聚合用户电费结算应以国网青海省电力公司计量装置数据为结算依据，按照青海电力市场交易规则开展费用结算。虚拟电厂运营商应公平承担市场运营费用、不平衡资金等，按照上、下网电量分别计算分摊费用。虚拟电厂运营商不得以同一调节行为同时参与辅助服务市场、需求响应市场重复获取收益。青海省电力负荷管理中心负责提供虚拟电厂执行数据和基线，虚拟电厂在批发市场中的计量数据由聚合资源计量数据叠加形成，其中发用单元电量分别叠加，不得相互冲抵。电力交易机构负责出具虚拟电厂及其内部各主体的交易结算依据，国网青海省电力公司负责开展到户电费结算。
2.结算方式
（1）批发侧。虚拟电厂运营商作为一个独立的经营主体参与批发侧市场，按照青海电力市场规则进行费用结算。
（2）辅助服务与需求响应市场。虚拟电厂运营商按照辅助服务市场、需求响应市场规则提供服务，并获得相应补偿费用。
（3）零售侧。虚拟电厂运营商与聚合用户按照虚拟电厂代理协议约定条款进行结算。电能量费用按照青海省电力零售市场规则结算；辅助服务市场、需求响应市场补偿（含考核）费用按照虚拟电厂运营商与聚合用户约定分成比例结算。
3.差错处理
虚拟电厂运营商应遵守电能量市场、电力辅助服务市场和电力需求响应市场相关考核规则，承担相应考核费用，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，由青海省电力公司依照相应电力市场交易规则予以退补。
四、保障措施
（一）加强组织领导
按照“政府主导、各市场成员协同参与”的方式，由省能源局统筹推进虚拟电厂建设运营工作，建立常态化协调保障与工作监督机制。青海省电力负荷管理中心应做好虚拟电厂建设与接入全流程服务，发挥新型电力负荷管理系统功能应用，全力支持虚拟电厂规范化发展。
（二）强化宣传引导
各级电网企业应在政府主管部门的指导下开展虚拟电厂宣传引导，从虚拟电厂作用意义、建设流程、市场机制等几个方面，开展形式多样的宣传和解读。按照“示范引领、持续推进”的原则，选取虚拟电厂示范项目，打造典型样板，通过各类媒体资源向电力市场经营主体宣传推广，营造有利于虚拟电厂健康发展的良好舆论环境。
（三）开展常态评估
建立虚拟电厂常态化评估工作机制，国网青海省电力公司应在省能源局的指导下，每年组织对虚拟电厂建设运营管理工作进行分析、总结和评价，结合运行情况持续优化虚拟电厂运营商参与各类市场交易机制，评估总结虚拟电厂建设运营成效和存在问题，不断优化完善政策机制，引导形成健康有序发展的良好环境。
本方案自**年**月**日起实施，如遇国家相关政策调整，按最新政策调整执行。
附件1：《青海省虚拟电厂接入运行技术规范》
附件2：《虚拟电厂接入业务申请单》
附件1
青海省虚拟电厂接入运行技术规范
虚拟电厂作为独立市场主体应具备对可调节资源进行聚合管理的能力，聚合对象包括分布式光伏、分散式风电、储能、电动汽车（充电桩）、充（换）电设施、大数据中心、5G基站、高载能工业负荷等可调节资源。虚拟电厂运营商应自行建设虚拟电厂聚合运营平台，并统一接入虚拟电厂管理平台。虚拟电厂聚合运营平台应满足国家、行业相关规定和要求。
一、系统功能要求
虚拟电厂聚合运营平台建设应遵循GB/T32672—2016第6章系统功能要求，包括资源注册功能、资源预测功能、资源管理功能、优化决策功能、运行评估功能和资源监测功能。
二、调节性能要求
1.调节容量。初期不低于5000千瓦，后期视虚拟电厂发展情况滚动修正。
2.响应时长。具备按照调节容量要求持续参与响应不小于1小时的能力，后期视虚拟电厂发展情况滚动修正。
3.响应时间。响应时间不应超过15分钟。
4.调节速率。每分钟调节速率不应低于最大调节能力的1%或100千瓦。
5.调节精度：以每15分钟为一个周期计算偏差率并进行考核，要求不超过±20%。
三、系统性能要求
1.可靠性要求。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%。
2.数据存储性能要求。虚拟电厂应具备生产数据存储能力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，生产环境下的存储期限应不少于3年；虚拟电厂存储数据类型应包括资源运行数据、调控指令数据、市场交易数据，历史数据的存储时间宜不少于5年。
3.通信性能要求。内部通信要求可调节资源全数据上送虚拟电厂运营商系统的时间周期宜不大于30秒；外部通信要求虚拟电厂运营商系统上送虚拟电厂管理平台的时间周期应不大于1分钟。
四、数据交互要求
1.数据接入要求。模型类数据：包括虚拟电厂标识、虚拟电厂名称、最大负荷容量、单体负荷标识、单体负荷名称、单体负荷地理位置、单体负荷额定功率等信息，模型类数据交互频次不大于1天/次。运行类数据：包括虚拟电厂有功、电压等遥测信息，单体负荷有功、电压等遥测信息，运行类数据交互频率不大于15分钟/次。
2.数据同步要求。虚拟电厂聚合运营平台应与虚拟电厂管理平台配置时间同步对时（GPS或北斗）装置并具备自动授时功能，确保本地数据和上送数据的时间标记准确和可靠。
3.通信接口要求。需支持IEC60870-5-104、DL476-92等网络通信协议或WebService、E文件等通用接口。
4.网络传输要求。网络延时不超过500毫秒，数据丢包率不高于0.5%。
五、安全防护要求
虚拟电厂聚合运营平台的网络安全架构整体上遵循新型电力系统网络安全防护体系设计要求，具体要求如下：
1.等级保护方面。应通过具备资质的第三方测评机构的安全检测认证，取得网络安全等级保护2级及以上评测报告。
2.通信安全方面。应采用校验技术保证通信过程中数据的完整性，与虚拟电厂管理平台通信时应采用访问控制、身份认证与数据加密等措施。采用公共互联网传输信息时应采用HTTPS等安全的通信协议，且应根据交互数据类型，对关键业务信息和传输参数进行加密。
3.数据安全方面。应符合《中华人民共和国数据安全法》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，并采取技术措施保障数据安全。
