为加快推进新型电力系统建设，充分挖掘电力需求侧资源与电网协同互动，引导和促进陕西省虚拟电厂规范有序发展，适应电力市场发展需求，制定本方案。

一、总体要求

充分借鉴国内虚拟电厂建设运营经验，结合实际推进陕西省虚拟电厂运营管理体系建设，强化虚拟电厂接入管理，规范虚拟电厂功能形态、完善市场运营机制、商业模式和技术标准，推动陕西省虚拟电厂规范化、常态化、规模化、市场化发展，实现电力需求侧资源的统一管理、统一调控、统一服务，更好支撑电力保供和能源转型。

2025年，推动全省虚拟电厂接入虚拟电厂运营管理平台并参与需求响应、电能量市场和辅助服务市场，总体可调节能力达到30万千瓦。2026年，持续深化虚拟电厂管理和市场交易机制建设，形成不低于100万千瓦的虚拟电厂调控资源。

二、建设与接入

(一）概念定义

虚拟电厂是指利用数字化、智能化等先进技术，将需求侧

一定区域内的可调节负荷、分布式电源、储能等资源进行聚合、协调、优化，结合相应的电力市场机制，构成具备响应电网运行调节能力的系统。虚拟电厂是对已建成、已并网、已存在的需求侧资源的聚合管理，本质上是需求侧资源的一种组织方式，可发挥类似实体电厂的调节作用，组织形式上又有所区别。

虚拟电厂运营商是虚拟电厂建设和运营的主体，应当具有法人资格。虚拟电厂运营商按照《陕西省虚拟电厂参与电力市场交易的实施方案》文件有关要求完成市场注册并参与电力市场交易。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。

虚拟电厂运营管理平台是指依托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）建设内容

陕西省电力负荷管理中心（以下简称“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管理平台，提供虚拟电厂资质预审、系统接入、能力校核、资源入库、运行监测、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。组织开展需求响应，配合市场运营机构服务虚拟电厂参与电能量和辅助服务市场。

虚拟电厂运营商应建设技术支持系统并具备信息处理、运行监控、业务管理、计量监管、聚合调节等功能，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。虚拟电厂聚合容量不低于5MW，且持续调节时间不小于1小时;同一节点拓扑下，单一调节单元容量不低于1MW。

(三）建设要求1.主体资格要求

虚拟电厂运营商应具备法人资格、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，满足电力市场交易的相关技术要求。

2.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，接入虚拟电厂运营管理平台。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，满足并网接入管理要求。

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,虚拟电厂聚合运营系统的负荷聚合能力、调节性能及数据交互等方面的技术测试，并按照虚拟电厂建设与接入流程组织开展虚拟电厂接入服务。

虚拟电厂运营商通过准入测试后，向省需求侧研究中心进行技术备案，备案内容包括但不限于:各聚合资源用电量、负荷大小及负荷特性、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、聚合资源代理协议等。

3.聚合资源要求

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经营主体，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或虚拟电厂（含负荷聚合商）确立服务关系。

三、市场运营

(一)运营管理

省电力公司是虚拟电厂运营商参与电力市场的服务单位，按照省级电力运行主管单位要求对虚拟电厂运营情况进行指导、监督、检查、考核和评价，为虚拟电厂运营商和聚合用户提供各类费用结算与收付服务。

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，开展虚拟电厂调节能力校核、运营监测、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。

陕西电力交易中心为虚拟电厂运营商提供电力市场服务，开展市场注册、交易申报、出清、合同管理、结算依据出具、信息披露等工作，负责交易技术支持系统功能的开发建设和运维。

电力调度机构组织影响电网安全、参与现货及辅助服务等市场的虚拟电厂签订并网调度协议，为虚拟电厂运营商参与电力现货市场与辅助服务市场交易提供组织与出清等服务，开展调度/配电自动化系统与虚拟电厂相关系统功能建设，推进业务及数据贯通。

(二)运行管理1.参数管理

参数确认:省电力负荷管理中心定期对虚拟电厂运营商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，整改期内参与电力市场的有关要求按照陕西省中长期、现货及辅助服务相关规则、实施方案执行。对拒不整改或未在限期内完成整改的虚拟电厂运营商，经省负荷管理中心报省发展改革委批复同意后，向陕西电力交易中心书面通知，陕西电力交易中心按规定启动市场强制退出程序。

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省电力负荷管理中心提出测试申请，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

虚拟电厂运营商可参加的交易类型主要包括需求响应、电力中长期、电力现货市场和电力辅助服务市场。省电力负荷管理中心依托虚拟电厂运营管理平台组织虚拟电厂运营商参与需求响应业务。虚拟电厂运营商参加电力中长期、电力现货市场和电力辅助服务市场等市场化业务时，需同时在虚拟电厂运营管理平台和电力交易平台进行申报。

省市两级电力负荷管理中心、调控中心、交易中心应组织开展虚拟电厂市场交易规则培训，引导虚拟电厂积极参与电力市场，结合市场披露信息和电力负荷管理系统数据，支撑虚拟电厂进行交易申报。

3.出清管理

虚拟电厂运营商按照陕西省电力市场交易规则参与市场出清。省电力负荷管理中心依托虚拟电厂管理平台与各市场运营机构平台实现业务贯通。

4.运行管理

当电网发生紧急供需失衡或设备重过载等运行安全问题时，虚拟电厂聚合资源应按照调度管理规程、超计划用电限电及事故限电方案、有序用电方案、应急预案等，承担电网平衡及安全义务，严格执行调度指令，虚拟电厂运营商不得干扰调度指令传达和执行。虚拟电厂聚合的分布式光伏、储能等各类调节资源应满足相应资源种类的涉网技术性能标准及并网管理要求。

省电力负荷管理中心为虚拟电厂运营商提供日常运行过程监督和运行效果评价服务，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。

5.平台管理

省电力负荷管理中心应拓展负荷管理系统对虚拟电厂建设运营服务管理的功能，满足虚拟电厂平台及聚合资源接入的数据贯通需求。

虚拟电厂运营商应保证各类上送数据准确性、及时性、完整性。若因数据不实导致负荷管理工作受到干扰或执行困难时，省电力负荷管理中心可将此虚拟电厂运营商提报政府主管

部门，由政府主管部门按照市场规则和有关法规对其采取相应处罚措施。

影响电网安全、参与现货及辅助服务市场的虚拟电厂应直接接入调度/配电自动化系统，虚拟电厂应能实时上传聚合资源的分钟级运行信息（参与调频市场的应能实时上传秒级运行信息)，具备接收和执行调度指令和各类市场出清结果的能力。

虚拟电厂自身运营平台因系统检修、升级、系统故障等原因，影响与负荷管理系统数据交互、业务执行时，应及时向省电力负荷管理中心提交系统检修申请单，经批准后方可实施。

(三)结算管理

1.结算原则

虚拟电厂运营商与聚合电力用户电费结算以省电力公司计量装置数据为结算依据，按照陕西电力市场交易规则开展费用结算。虚拟电厂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获取多重市场收益。

2.结算方式

虚拟电厂运营商与聚合电力用户按照约定分成比例结算，由省电力公司清分结算到户。

虚拟电厂运营商参与需求响应，由省电力负荷管理中心按照约定条款对运营商及代理用户分别进行补贴费用计算，并将结算结果及依据传递至电费结算管理部门。

虚拟电厂运营商参与省内辅助服务市场，由调控中心负责虚拟电厂辅助服务费用清分计算，由陕西电力交易中心出具结算依据，由电费结算部门对运营商及代理用户分别进行补贴计算，并将结算结果及依据传递至省电力负荷管理中心。

虚拟电厂运营商参与现货市场，由交易中心负责虚拟电厂整体响应费用清分计算，由陕西电力交易中心出具结算依据，由电费结算部门对运营商及代理用户分别进行补贴计算，并将结算结果及依据传递至省电力负荷管理中心。

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，由省电力公司按照相应电力市场交易规则予以退补。

(四）评价管理1.评价原则

依据电力市场相关政策规则，当虚拟电厂运营商参与响应次数、响应合格率等指标不满足要求时，取消其参与资格，并向政府主管部门报备。相应虚拟电厂运营商应在30天内完成整改，并向省电力负荷管理中心提交测试申请，测试通过后恢复运营。

2.评价方式

省电力负荷管理中心每年1月出具上一年度虚拟电厂运行

报告，出现以下情形之一，强制退出市场，再次入市需重新履行市场注册手续。

( 1)虚拟电厂运营商未按时足额缴纳市场履约保函、保险，经电网企业书面提醒仍拒不足额缴纳;

(2）虚拟电厂响应权限被停止30天未完成整改;( 3)完成整改后的虚拟电厂首次响应不合格;( 4）虚拟电厂在一年内2次被暂停运营。四、保障措施

(一）加强组织领导

陕西省发展改革委会同西北能源监管局，统筹协调推进虚拟电厂建设工作。各市区电力运行主管部门、省电力公司、省负荷管理中心、陕西电力交易中心按照职责分工加强协同配合，制定完善配套政策措施和管理制度，形成政策和工作合力，及时解决相关问题。

(二）深化政策引导

各市区电力运行主管部门、省电力公司、各级负荷管理中心组织开展虚拟电厂相关政策机制、典型案例的培训和宣贯，鼓励虚拟电厂运营商采用多种形式，充分向终端用户宣贯政策，引导市场主体优化用电模式，积极参与虚拟电厂建设及运营，进一步激发源网荷储互动活力。

(三）做好组织实施

各市区电力运行主管部门和电网企业要高度重视，加强组织领导和工作协同，加快推进虚拟电厂建设，及时解决虚拟电厂建设相关事项和问题，引导各类可调节资源参与电力系统调节，支持虚拟电厂积极参与需求响应、辅助服务、电能量市场等市场交易，逐步扩大虚拟电厂规模，拓展新能源消纳途径，持续优化虚拟电厂运营模式，完善电力市场规则，推动虚拟电厂高质量发展。

(四）强化监督评价

各市区电力运行主管部门和电网企业对虚拟电厂建设、并网和调度运行、市场化交易、电费结算等事项进行监督评价，并定期向陕西省发展改革委、西北能源监管局报送相关情况。建立虚拟电厂调节能力评估机制，确保虚拟电厂聚合资源调用精准有效。

附图-陕西省虚拟电厂接入流程图

详情如下：