安徽出台全国首个省级虚拟电厂运营新规

安徽省能源局关于印发《安徽省虚拟电厂建设运营管理实施方案》的通知

各市发展改革委，省电力公司，省电力交易中心，各有关企业：

为深入贯彻落实国家发展改革委、国家能源局关于加快虚拟电厂发展的决策部署，规范引导我省虚拟电厂高质量、可持续发展，切实提升电力系统灵活调节能力与保供支撑水平，省能源局组织编制了《安徽省虚拟电厂建设运营管理实施方案》。现予印发，请各地、各单位结合实际，认真贯彻执行。

2026年7月22日

安徽省虚拟电厂建设运营管理实施方案

为规范虚拟电厂规划、建设、运营与管理全流程工作，依据国家发展改革委、国家能源局关于推进虚拟电厂发展的系列政策要求，立足安徽省新型电力系统建设实际，制定本实施方案。

一、职责分工

（一）政府部门

省能源局统筹全省虚拟电厂发展顶层设计与监督管理，会同国家能源局华东监管局等单位，协同制定配套政策、市场规则、管理规范及技术标准体系。

各市电力管理部门负责属地化推进，因地制宜出台支持措施，搭建政策宣贯、技术对接与项目落地平台，协调解决建设运营中的实际问题。

（二）运营机构

省电力公司承担全省虚拟电厂建设运营主体责任，负责建设并运维省级虚拟电厂运营管理平台（以下简称“省级平台”），提供接入测试、能力校核、档案管理、运行监测、效果评估、技术支持及安全校核等全周期服务；统筹提出调节需求，支撑虚拟电厂参与电力市场交易、需求响应等业务；组织虚拟电厂参与电力现货市场报量报价及辅助服务市场，并统一签订并网调度协议，提供标准化接入入口与服务通道。

省电力交易中心负责虚拟电厂及被聚合用户的市场注册、套餐签约、信息披露与信用管理；支撑其参与电力中长期交易；出具中长期、现货及辅助服务等各类市场交易的结算依据；按职责开展相关技术系统建设与运维。

（三）市场主体

虚拟电厂运营商（以下简称“运营商”）负责技术支持系统建设、可调资源聚合、终端设备配置等工作；按规范接入省级平台；积极参与市场交易、需求响应及实测验证等电网互动；依法承担涉网安全、网络安全与数据安全主体责任。

被聚合用户应主动挖掘自身调节潜力，自愿选择运营商并签订代理协议，按约定参与聚合运营与交易结算，同步落实本单位在安全、合规等方面的主体责任。

二、建设与接入管理

（一）建设要求

运营商须为具有独立法人资格、财务独立核算、信用良好、能独立承担民事责任的经济实体，并满足安徽电力市场准入条件。建设过程须严格遵循《虚拟电厂建设规范》（DB34/T 5306—2025）及省电力公司发布的接入系统技术要求。

（二）接入流程

运营商须按省电力公司制定的接入工作流程及能力校核方案，分阶段完成系统接入与首次能力校核，取得由省电力负荷管理中心核发的能力认证证书，正式获得虚拟电厂资格身份。能力校核结果作为参与市场交易及需求响应的核心依据。

三、注册与变更管理

（一）注册要求

虚拟电厂参与电力中长期、现货及辅助服务市场，须依据《电力市场注册基本规则》在电力交易平台完成市场注册；其中参与现货市场报量报价及辅助服务市场的，还须与电力调度机构签订并网调度协议，并接入调度系统或通过省级平台接入相关交易品种。参与电力需求响应的，须与属地供电公司签订需求响应合作协议并签署承诺书。省电力交易中心将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。运营商公司名称、法定代表人、业务范围等重大信息发生变更时，须通过电力交易平台提交变更申请，经省电力交易中心审核后，同步更新至省电力负荷管理中心。

2. 调节能力变更。因聚合资源增减或调节能力发生重大变化的，须通过省级平台提交变更申请。省电力负荷管理中心原则上5个工作日内完成审核；审核通过后，15个工作日内完成变更类能力校核，更新能力认证证书，并同步至省电力交易中心与省电力调度中心。

四、交易与结算管理

（一）交易要求

1. 参与规则。虚拟电厂可作为独立经营主体，依据国家、华东区域及本省相关政策与交易规则，参与电力中长期、现货、辅助服务市场及电力需求响应。

2. 交易类型。按聚合资源类型分类设立市场交易单元：分布式电源等“电源型”资源纳入发电交易单元；充换电设施、工商业可调负荷等“负荷型”资源纳入用电交易单元；台区储能等“混合型”资源纳入储能交易单元。发电交易单元视同发电主体参与交易；用电交易单元视同用电主体参与交易；储能交易单元可选择作为独立储能参与市场，亦可作为价格接受者“不报量不报价”参与交易。

3. 交易申报。单个交易单元内聚合资源原则上应位于同一市场出清节点（一般不超出220千伏变电站供电区域），以交易单元为基本单位开展交易、申报与调用。申报须分别在电力交易平台（市场交易）与省级平台（需求响应）完成。

4. 代理关系。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（含售电公司、虚拟电厂等）建立代理关系。建立代理关系前，用户须主动告知各服务机构当前代理状态，确保关系透明、多方知情。

5. 参与顺序。电力需求响应启动期间，虚拟电厂须优先响应；参与省内、区域市场或需求响应时，应首先保障省内调节需求，鼓励在满足省内需求基础上，将富余调节能力参与区域市场。

（二）结算要求

1. 结算原则。费用结算以电网企业计量装置数据为法定依据，按被聚合用户户号为单元，分别计量上网电量与下网电量，并据此开展监测与结算。

2. 结算方式。省电力公司与省电力交易中心依据运营商与用户签订的代理协议条款，分别向运营商及被聚合用户出具结算依据。运营商收益结算至企业财务账户；被聚合用户收益结算至其电费户号或指定财务账户。

3. 结算考核。虚拟电厂及被聚合用户须遵守市场考核规则，公平分摊考核费用、不平衡资金等。因政策调整或不可抗力导致结算偏差的，由省电力公司依据相应市场规则予以退补。

五、运行与安全管理

（一）运行维护要求

1. 运行监测。运营商须对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各被聚合用户的调节能力曲线、分路实时负荷曲线等关键数据，并定期开展聚合能力、调节性能及系统稳定性自评。

2. 检修维护。运营商须建立技术支持系统软硬件设备检修维护制度，定期开展运维并留存完整档案；系统异常或故障影响整体调节能力时，须向省电力负荷管理中心提交检修申请，经批准后方可实施；检修期间暂停参与所有市场及需求响应；检修完成并经同意后方可恢复运行。

3. 运行服务。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、效果评估、市场信息获取与数据交互等服务，切实降低建设与运维综合成本。

（二）安全保供要求

1. 安全建设。纳入涉网安全管理的虚拟电厂须接受电力调度机构统一调度，严格执行涉网安全管理制度。运营商须通过协议明确与被聚合用户的安全责任边界，严格落实《电力监控系统安全防护规定》等法规标准，构建覆盖平台、通信网络、终端设备的全链条安全防护体系，规范使用密码产品，严防网络攻击与数据泄露。因运营商责任导致电力系统安全事故的，依法依规追究责任。

2. 可靠运行。电网发生紧急情况时，被聚合用户须履行电力负荷管理及紧急负荷控制义务；省电力交易中心与省电力公司有权暂停其交易执行，并可对聚合资源实施直接调控，减少中间环节；运营商不得干扰或延迟执行电网调节指令。省电力公司须制定专项应急预案与处置流程，明确各方职责，并将虚拟电厂纳入电力安全应急模拟演练体系，持续提升应急响应与快速恢复能力。

六、评价与退出管理

（一）效果评价要求

1. 周期性校核。省电力负荷管理中心每年迎峰度夏（冬）前组织周期性能力校核，动态评估调节能力持续性。校核未通过的虚拟电厂须在1个月内完成整改。

2. 实测验证。省电力公司在电力供需紧张时段，结合实际有序开展调节能力实测验证，鼓励虚拟电厂自愿参与，并依据需求响应政策给予激励补偿。省电力负荷管理中心据此动态更新周期性校核结果。

3. 等级评定。省电力公司每年4月底前，对运行满一年的虚拟电厂开展运行效果评估，依据等级评定工作方案确定等级；省电力负荷管理中心须在能力认证证书上及时更新评定结果，并在省级平台与电力交易平台同步公示。

4. 增值服务。鼓励运营商拓展能源托管、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、聚合绿电交易等多元化业务。相关商业模式拓展情况纳入等级评定体系，引导服务能力升级与市场竞争力提升。

（二）注销退出流程

运营商须按省电力公司制定的退出工作流程，依规办理市场注销及资格取消手续，正式退出虚拟电厂体系。

七、信息披露

（一）信息披露原则

省电力公司、省电力交易中心须依据规则明确的方式与渠道，无歧视披露公众信息与公开信息；严禁超职责范围获取或泄露私有信息。

（二）用户信息获取

省电力公司、省电力交易中心及运营商须切实保障被聚合用户的户号信息、企业生产数据、用电计划等信息安全，严格保护用户隐私。运营商须在获得用户明确授权后，方可依托省级平台查询其授权范围内的数据。

（三）信息披露解释

运营商及被聚合用户对披露信息存有异议或疑问的，可依据相关规则提出解释申请，由省电力公司或省电力交易中心负责答复。

八、实施要求

本实施方案自2026年8月1日起施行，由省能源局负责解释。省电力公司须据此制定并印发虚拟电厂接入系统技术要求、接入退出工作流程、能力校核工作方案、等级评定工作方案等配套管理指引。国家、华东区域及我省相关政策、交易规则、技术标准等如有调整，从其规定。