1万元/兆瓦财政奖补！贵州推进虚拟电厂发展方案征求意见！

北极星售电网获悉，5月19日，贵州省能源局发布关于公开征求《贵州省有序推进虚拟电厂发展的实施方案（征求意见稿）》《贵州省虚拟电厂建设运营管理办法（暂行）（征求意见稿）》意见的通知。

到2030年，虚拟电厂应用场景进一步拓展，商业模式不断创新、更加多元，全省虚拟电厂调节能力达到200万千瓦以上，力争300万千瓦。

文件提到，支持虚拟电厂既可作为购电主体，也可作为售电主体进入市场。对符合“两新”等政策条件的虚拟电厂项目，积极争取相关政策资金给予支持。对纳入年度建设计划并按期建成投运的虚拟电厂，按可提供调节能力给予一次性1万元/兆瓦的财政奖补，单个项目奖补资金不超过30万元。

对于发展规模，《贵州省虚拟电厂建设运营管理办法（暂行）（征求意见稿）》明确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。

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。

同时文件指出，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。

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。

详情如下：

关于公开征求《贵州省有序推进虚拟电厂发展的实施方案（征求意见稿）》《贵州省虚拟电厂建设运营管理办法（暂行）（征求意见稿）》意见的通知

为促进虚拟电厂的健康良性发展，根据国家发展改革委 国家能源局印发《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号）有关要求，我局结合实际组织起草了《贵州省有序推进虚拟电厂发展的实施方案（征求意见稿）》《贵州省虚拟电厂建设运营管理办法（暂行）（征求意见稿）》，现向社会公开征求意见，时间为2025年5月19日至6月19日。欢迎有关单位和社会各界人士提出宝贵意见建议，通过电子邮件等形式反馈省能源局经济运行协调处。

请贵州电力交易中心和省电力负荷管理中心通知相关市场主体反馈意见建议。

感谢您的参与和支持！

贵州省有序推进虚拟电厂发展的实施方案

（征求意见稿）

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。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）要求，结合我省电源结构、负荷特性、供需形势和电力市场建设等实际，制定本方案。

一、总体要求

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和二十届三中全会精神，深入学习贯彻习近平总书记视察贵州重要讲话精神，深入落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，大力统筹推进新型电力系统建设和电力市场化改革，按照“政府引导、市场主体、安全可靠、灵活智能”的思路，有序发展一批虚拟电厂，有效提升全网电力调节能力，有力推动做强做优新能源产业，努力为在中国式现代化进程中展现贵州新风采贡献能源力量。

二、发展目标

到2027年，建立健全虚拟电厂建设运行管理机制，培育运营主体不少于10家，全省虚拟电厂调节能力达到100万千瓦以上，力争150万千瓦。

到2030年，虚拟电厂应用场景进一步拓展，商业模式不断创新、更加多元，全省虚拟电厂调节能力达到200万千瓦以上，力争300万千瓦。

三、重点任务

（一）合理控制建设规模

每年3月底前发布年度虚拟电厂调节能力建设规模，市场主体自主申报纳入年度计划，单个虚拟电厂调节能力建设规模不低于50兆瓦。对纳入年度建设计划的虚拟电厂，优先安排接入调用。当申报规模超过年度控制计划时，组织专家开展项目优选。2025年建设规模暂定为50万千瓦。

（二）加快培育投运主体

鼓励能源企业、能源产业链上下游企业及其他各类企业积极投资虚拟电厂，大力支持民营企业参与虚拟电厂投资开发与运营管理。力争2025年培育虚拟电厂项目业主不少于5家，建成虚拟电厂5个以上，有效发挥示范带动作用。

（三）推动各类资源有效集聚

稳妥推进分布式光伏、分散式风电、储能和可调节负荷作为虚拟电厂的主要聚合资源，引导储能项目融入虚拟电厂一体调度、一体运营，积极拓展充换电站、车网互动项目、大型商超等资源聚合场景，有效调动各类分散资源加快集聚，不断提升电网调节能力。

（四）推进商业模式创新

支持虚拟电厂开展商业模式创新，推动虚拟电厂参与电力中长期交易、现货交易、需求响应交易和辅助服务市场，探索建立虚拟电厂容量补偿机制。鼓励虚拟电厂开展业务创新，提供节能服务、能源数据分析、能源解决方案设计、绿证交易和碳交易相关服务等综合能源服务，进一步拓宽虚拟电厂收益渠道。

（五）建立健全运管体系

研究制定虚拟电厂建设运行管理办法，明确项目建设、接入管理、系统调试、能力检测、上线运行等操作流程，提升项目实施和运行效率。研究制定虚拟电厂参与电力市场交易方案，明确准入条件、注册要求、交易方式、结算机制、退出管理等工作规范，促进虚拟电厂市场化发展。

四、保障措施

（一）强化部门协作

省能源局牵头负责虚拟电厂发展相关工作，统筹推进虚拟电厂建设、运行管理、市场交易等具体工作。省发展改革委负责牵头完善相关价格政策。国家能源局贵州监管办按分工完善虚拟电厂参与辅助服务市场交易机制，并加强虚拟电厂发展监管。贵州电网公司、贵州电力交易中心按职责做好系统接入运行、电力市场交易等相关工作。

（二）强化政策协同

支持虚拟电厂既可作为购电主体，也可作为售电主体进入市场。对符合“两新”等政策条件的虚拟电厂项目，积极争取相关政策资金给予支持。对纳入年度建设计划并按期建成投运的虚拟电厂，按可提供调节能力给予一次性1万元/兆瓦的财政奖补，单个项目奖补资金不超过30万元。

（三）强化宣传引导

省能源局牵头做好虚拟电厂相关支持政策、标准规范和市场化交易机制等宣传培训和政策解读，积极培育先进虚拟电厂运营商，并结合虚拟电厂建设、运行等情况，适时开展宣传推介，形成良好的发展氛围。

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。

活动推荐：为构建虚拟电厂市场化运营体系，驱动能源行业数字化转型与智能化升级，北极星电力网将于2025年5月22-23日在安徽合肥隆重举办“2025第三届虚拟电厂运营与未来发展研讨会”。本次研讨会共同就虚拟电厂行业的发展现状进行深入探讨，分享成功案例经验，交流优秀技术方案。会议旨在为相关企业搭建一个沟通交流、拓展商机的平台，共同推动虚拟电厂技术的创新发展，助力能效提升和碳减排，引领虚拟电厂产业迈向更加繁荣的未来。

参会联系人：

迟老师 18911932562

常老师 13366081905

（同微信，加微信备注：虚拟电厂研讨会）