日前，山西省能源局發布虛擬電廠建設與運營管理實施方案，要求依托全省電力現貨市場建設成果，充分發揮分時價格信號作用，引導發、用、儲側資源通過虛擬電廠方式積極參與電力平衡，大幅提升電力系統的靈活性和可靠性。

為貫徹落實國家發展改革委、國家能源局《關于推進電力源 網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》（發改能源規〔2021〕 280 號）、《關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意 見》（發改能源〔2022〕206 號）文件精神，結合山西電力市場運 行實際，制定本實施方案。 

虛擬電廠是能源與信息技術深度融合的重要方向，是將不同 空間的可調節負荷、儲能側和電源側等一種或多種資源聚合起來， 實現自主協調優化控制，參與電力系統運行和電力市場交易的智 慧能源系統，是一種跨空間的、廣域的源網荷儲的集成商。隨著 分布式電源、電動汽車、儲能、微電網的快速發展，深化我省電 力現貨市場建設，進一步推進源網荷儲協同互動，建立現貨背景 下的虛擬電廠市場化運營機制，有利于充分挖掘系統靈活性調節 能力和需求側資源，有利于各類資源的協調開發和科學配置，有 利于提升系統運行效率和電源開發綜合效益，有利于提升電力系 統實時平衡和安全保供能力。 

（一）指導思想 以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導，深入貫徹習  近平總書記視察山西重要講話精神，以打造清潔低碳、安全高效 的現代能源供給和消納體系為指引，將源網荷儲協同互動作為提 升電力系統調節能力和安全保障能力的重要舉措，以市場機制為 依托，以技術革新為動力，加快推進虛擬電廠建設，擴大需求側 （儲能）響應規模，提升我省新能源消納及需求響應能力，形成 源荷儲發展良性循環。

 （二）工作原則 堅持市場驅動。依托我省電力現貨市場建設成果，充分發揮 分時價格信號作用，引導發、用、儲側資源通過虛擬電廠方式積 極參與電力平衡，大幅提升電力系統的靈活性和可靠性。 堅持激勵創新。通過完善虛擬電廠市場化運營機制，挖掘虛 擬電廠在電力市場的商業價值，引導互聯網、物聯網、大數據、 自動化等技術和人才隊伍向虛擬電廠行業積聚，激發市場對虛擬 電廠研發、建設、運營的投入和創新動力。 堅持有序推進。在確保供電可靠和電網運行安全穩定的前提 下，建立規范的虛擬電廠建設、運營和管理機制，試點先行，積 極穩妥，有序推進，強化過程監管和結果導向，確保虛擬電廠的 正向作用和市場收益對等，引導虛擬電廠主動防范風險。

（一）虛擬電廠類型 

 按照虛擬電廠聚合優化的資源類別不同，將虛擬電廠分為兩類： “負荷類”虛擬電廠：指虛擬電廠運營商聚合其綁定的具備 負荷調節能力的市場化電力用戶（包括電動汽車、可調節負荷、 可中斷負荷等），作為一個整體（呈現為負荷狀態）組建成虛擬電 廠，對外提供負荷側靈活響應調節服務。 “源網荷儲一體化”虛擬電廠（以下簡稱“‘一體化’虛擬電 廠”）：指列入“源網荷儲一體化”試點項目，建成后新能源、用 戶及配套儲能項目通過虛擬電廠一體化聚合，作為獨立市場主體 參與電力市場，原則上不占用系統調峰能力，具備自主調峰、調 節能力，并可以為公共電網提供調節服務。 

（二）技術要求 

 虛擬電廠應具備發用電調節和需求響應能力，提供削峰填谷、 調頻、備用等服務，其聚合的資源應符合電網接入規范、滿足電 網安全技術要求。虛擬電廠可基于省級智慧能源綜合服務平臺建 設技術支持系統，也可以獨立建設技術支持系統，但應接入省級 智慧能源綜合服務平臺，均應滿足《虛擬電廠并網運行技術規范》 （詳見附件 1）規定的聚合資源能力、調節響應能力和數據交互 技術要求等。

 （三）運營管理

 “負荷類”虛擬電廠運營商應是具有山西電力市場交易資格 的售電公司或電力用戶；“一體化”虛擬電廠運營商應是“一體化” — 6 — 項目主體或者授權代理商，并具有山西電力市場售電資格。虛擬 電廠對應的市場化交易應單獨結算。市場建設初期，“負荷類”虛 擬電廠參與中長期、現貨及輔助服務市場，“一體化”虛擬電廠參 與現貨及輔助服務市場，后期視電力市場發展情況適時進行調整。 虛擬電廠參與現貨市場時，僅參與日前現貨市場，實時現貨市場 中作為固定出力機組參與出清，待條件具備后，再參與實時現貨 市場。具體按照《虛擬電廠運營管理規范》（詳見附件 2）執行。 

（一）“一體化”虛擬電廠建設與入市流程 “一體化”虛擬電廠按照我省《源網荷儲一體化項目管理辦 法》有關規定履行相關項目建設程序，建成并網運行前要同步建 成虛擬電廠技術支持系統，并完成系統測試、運行管理及市場注 冊相關程序。 

（二）“負荷類”虛擬電廠建設與入市流程 

 1.報送方案。項目主體按照虛擬電廠要求編制實施方案，并 報送至山西省能源局。實施方案內容包括但不限于：各用戶用電 量、負荷大小及特性曲線、可調節容量、運營機制、技術支持系 統建設方案、擬聚合負荷協議及預期技術指標等。

 2.方案評估。山西省能源局委托第三方咨詢機構開展方案評 估工作。按照“科學規范、客觀公正”的原則，由第三方咨詢機 構組織，從政策要求、技術規范、綜合性能等方面進行評估，出 具評估意見并報送山西省能源局、山西能源監管辦。 

3.項目公示。山西省能源局依據第三方咨詢機構評估意見， 在充分征求相關單位意見的基礎上，在官方網站公示相關情況。 公示無異議后，納入虛擬電廠建設目錄。 

4.建設管理。項目主體按照相關政策要求及技術規范開展技 術支持系統建設，原則上建設周期不超過 6 個月（自納入虛擬電 廠建設目錄算起）。

 5.系統測試。對具備測試條件的虛擬電廠，由省電力公司組 織開展負荷聚合能力、調節性能、技術支持及數據交互等方面的 測試工作，出具測試報告并報送山西省能源局、山西能源監管辦。 

6.運行管理。虛擬電廠系統測試滿足要求后，由項目主體與 省電力公司簽訂虛擬電廠調度協議、虛擬電廠需求響應協議，明 確雙方責任和義務。

 7.市場注冊。相關主體具備以上條件后，可以通過山西電力 交易中心辦理虛擬電廠注冊，獲取交易資格。

（一）自愿退出 虛擬電廠運營商可自愿申請退出虛擬電廠交易序列，應提前 45 天向山西省能源局提出書面申請，明確退出原因和計劃的終止 交易月。經公示無異議后，虛擬電廠運營商可申請轉為普通售電 公司繼續參與市場交易。申請退出電力市場的，應按照規定處理好相關事宜。 

（二）強制退出 1.經過程跟蹤發現虛擬電廠實際運行未能持續滿足相關標準 的，應限期整改。對未按期完成整改的，取消其虛擬電廠交易資 格�！柏摵深悺碧摂M電廠運營商可申請轉為普通售電公司，經公示 無異議后按照相關規則參與市場交易�！耙惑w化”虛擬電廠按照我 省《源網荷儲一體化管理辦法》相關規定執行。 2.按照我省電力市場相關規定，發生應當強制退出情形的， 經山西省能源局調查確認后，通過山西電力交易平臺、“信用中國” 等政府指定網站向社會公示 10 個工作日。公示期滿無異議的，強 制退出電力市場。相應市場主體要提前做好市場身份變動銜接， 做好以普通市場主體參與市場交易的相關準備。 

（一）加強組織領導 各有關部門要積極按照職能分工加強協同配合，努力形成政 策和工作合力，扎實推進各項工作。山西省能源局要加強統籌協 調和督促指導，會同相關部門統籌推進本方案組織實施。 

（二）實現信息共享 省電力公司各專業部門要協同配合，做好用戶、儲能、分布 式電源等各類信息的采集、處理、整合工作，利用省級智慧能源 綜合服務平臺，建立可調節負荷資源庫，并動態調整用戶名單，整合電力行業全產業鏈信息，推動虛擬電廠數字化發展。 

（三）深化政策引導 完善電力市場規則，發揮電力市場機制的分時價格信號，鼓 勵具備條件的虛擬電廠積極參與相關市場交易，逐步擴大虛擬電 廠規模，拓展新能源消納途徑，有效緩解供需矛盾，保障電力系 統安全穩定運行。 

（四）做好政策宣貫 組織開展虛擬電廠市場化運營政策、機制的培訓、宣貫工作。 鼓勵虛擬電廠運營商采取多種形式，向終端用戶充分宣貫政策， 引導用戶優化儲用電模式，高比例釋放一般工商業和大工業負荷 的用電彈性。 

本方案自 2022 年 7 月 22 日起實施，有效期 3 年。

附件：1.虛擬電廠并網運行技術規范 2.虛擬電廠運營管理規范 

虛擬電廠應持續滿足相應的聚合資源能力、調節響應能力要 求，依據我省電力市場規則參與交易，提供調頻、備用等輔助服 務。其聚合的可調節負荷、電源、儲能資源等應符合電網接入規 范，滿足電網安全技術要求。 虛擬電廠可基于省級智慧能源綜合服務平臺建設技術支持系 統，也可以獨立建設技術支持系統，但應接入省級智慧能源綜合 服務平臺，統一運營管理。省級智慧能源綜合服務平臺與獨立技 術支持系統均應滿足相關數據交互技術要求。

 一、聚合資源能力 

（一）聚合對象：包括電源、負荷、儲能三類資源。電源側 資源應為在山西電網并網運行的光伏、風電、生物質發電等，負 荷側資源應為省級智慧能源綜合服務平臺可調節負荷資源庫中的 電力用戶，儲能側資源應為省內電源側、電網側、用戶側各類儲 能設施； 

（二）調節容量：初期不低于 20MW，且不低于最大用電負 荷的 10%，后期視虛擬電廠發展情況滾動修正； 

（三）響應時長：具備按照調節容量要求持續參與響應不小 — 11 — 于 2 小時的能力，后期視虛擬電廠發展情況滾動修正。

 二、調節響應能力 

（一）調節速率：不低于（調節容量*3%）/分鐘，且不低于 0.6 兆瓦/分鐘; 

（二）響應時間：虛擬電廠調節出力應與指令調節方向一致， 且可在 120 秒內跨出調節死區； （

三）調節精度：以每 15 分鐘為一個時段計算偏差率并進行 考核，要求“負荷類”虛擬電廠不超過±15%，“一體化”虛擬電 廠不超過±10%。偏差率=（實際電量-計劃電量）/（日前申報調 節容量×0.25 小時）×100%。

 三、數據交互要求 

省級智慧能源綜合服務平臺與獨立技術支持系統需配置時間 同步對時（GPS 或北斗）裝置并具備自動授時功能，確保本地數 據和上送數據的時間標記準確和可靠。其系統內部劃分生產控制 大區和互聯網區，安全區之間應采取安全隔離措施；具備對聚合 可控資源實時遙測、遙信能力；能夠接受、分解、執行實時調度 指令；具備靈活調節資源聚合功能，支持分散負荷按不同維度聚 合參與不同調控場景業務。 

（一）數據接入要求 模型類數據：虛擬電廠應具備：中文名稱、所聚合資源類型、 容量等基本信息；調節容量、響應時長、調節速率、響應時間、 調節精度等聚合資源能力、調節響應能力數據模型；單體負荷名 稱、類型、額定功率、地理位置（經、緯度）、并網饋線、并網變 電站等單體負荷基本信息。模型類數據交互頻次不大于 1 天/次。 運行類數據：用戶側應具備實時有功、無功、電流、電壓、 遙信等運行類數據交互，僅參與中長期和現貨交易的運行類數據 交互頻率不大于 15 分鐘/次，參與輔助服務交易的運行類數據交 互頻次不大于 1 分鐘/次。 

（二）通信接口要求 支 持 IEC60870-5-104 、 DL476-92 等網絡通信協議或 WebService、E 文件等通用接口。 

（三）安全防護要求 具備國網公司對接入系統要求的信息安全防護措施，滿足信 息系統安全防護等級要求，滿足國網公司信息通信、網絡安全等 專業的要求并經許可。 （四）網絡傳輸要求 “一體化”虛擬電廠應符合實時控制要求，按照相關要求通 過調度數據網接入相應調控機構技術支持系統。數據交互應采取 加密措施，不允許明文傳輸，互聯網出口帶寬應不低于 100M，網 絡延時不超過 500ms，數據丟包率不高于 0.5%。虛擬電廠通過光 纖直聯或 4G（5G）無線專網等方式實現對所聚合調節資源遙測、 遙信的全覆蓋，網絡速率延遲不超過 500ms,丟包率不高于 0.5%。 — 13 — （五）計量采集 計量裝置應具備約定時刻凍結電能量數據能力，最小凍結間 隔不大于 15 分鐘。

市場建設初期，“負荷類”虛擬電廠參與中長期、現貨及輔助 服務市場，“一體化”虛擬電廠參與現貨及輔助服務市場。虛擬電 廠參與現貨市場時，僅參與日前現貨市場，實時現貨市場中作為 固定出力機組參與出清，待條件具備后，再參與實時現貨市場。

 一、“負荷類”虛擬電廠運營模式 “負荷類”虛擬電廠作為獨立的市場主體（批發市場用戶） 參與批發市場交易，執行我省電力市場相關交易規則。按照虛擬 電廠的調節能力，適當放寬其中長期交易成交量約束和金融套利 約束。虛擬電廠運營商按照零售市場相關規則及本方案相關規定 提供購售電服務。戰略性新興產業用戶暫不作為“負荷類”虛擬 電廠可調節負荷資源。 

（一）鑒于“負荷類”虛擬電廠在全天 24 小時內剛性負荷及 調節響應能力變化較大，按照多個交易時段開展交易。按交易時 段分別測試確定調節容量等技術指標，各交易時段按照技術指標 適用不同的中長期交易成交量約束、金融套利約束，申報現貨市 場運行上、下限以及量價曲線，保證虛擬電廠出清功率曲線的可 執行性。

（二）根據“負荷類”虛擬電廠各交易時段的技術指標，分 級分類放寬中長期交易成交量約束、金融套利約束，具體交易規 則在山西電力市場規則體系中明確。 1.中長期交易缺額回收費用。根據各交易時段核定調節容量 與最大用電負荷的比例，相應放寬該交易時段虛擬電廠中長期分 時段交易缺額回收約束。 2.中長期交易超額申報回收費用。虛擬電廠每個時段的月 （旬）分時交易集中競價申報超額回收電量，以按照當月（旬） 該時段日前申報運行上限平均值計算的積分電量代替實際用電量 進行考核計算。 3.用戶側超額獲利回收費用。鑒于虛擬電廠以“報量報價” 模式參與現貨市場，取消“負荷類”虛擬電廠的用戶側超額獲利 回收費用約束。 4.用戶側中長期曲線偏差回收費用。按照“負荷類”虛擬電 廠在現貨運行日每個時段中長期凈合約電量與日前申報運行上、 下限的偏差進行考核。 

（三）“負荷類”虛擬電廠以“報量報價”方式參與現貨市場。 每日各交易時段分別申報用電負荷上下限以及遞減的3-10段用電 電力-價格曲線，按照“負發電”模式參與現貨市場出清，形成現 貨運行日用電計劃曲線。其他批發市場用戶按照“報量不報價” 方式參與市場交易。

（四）“負荷類”虛擬電廠與聚合資源按照現行零售市場分時 段交易規則參與月度、旬交易，雙方共同確定各時段交易電量及 交易價格并約定偏差責任。亦可按照“固定價格+紅利分享”的方 式約定零售結算方案。其中，零售用戶可分享紅利=（虛擬電廠運 營商中長期市場結算均價-現貨市場結算均價）×零售用戶紅利分 享系數（0≦紅利分享系數≦1）。由于零售用戶電費結算早于紅利計 算，零售用戶紅利分享結果次月向零售用戶傳導。待虛擬電廠運 行逐步成熟后，虛擬電廠與聚合資源可參與日前和日內 96 點零售 市場分時段交易，將分時價格信號在日前或日內及時傳導至終端 零售電力用戶。 

（五）市場運營初期，“負荷類”虛擬電廠參照批發市場用戶 的結算細則參與成本補償類費用、市場平衡類費用計算和分攤， 按照本方案規定參與中長期分時段交易缺額/超額申報回收費用、 用戶側中長期曲線偏差回收費用的回收、分攤，暫不參與其他市 場調節類費用的回收、分攤，不參與獨立儲能和用戶可控負荷電 力調峰交易費用的分攤。后期視市場運行情況進行規則完善。 

（六）“負荷類”虛擬電廠采用統一結算點電價結算。 （七）“負荷類”虛擬電廠按照輔助服務市場規則參與各類輔 助服務的共享與分攤。 

二、“源網荷儲一體化”虛擬電廠運營模式 

按照“一體化”虛擬電廠建設要求，“一體化”虛擬電廠應具 備自平衡和調節能力，初期暫不參與批發市場中長期交易，全電 量參與現貨市場進行電力電量平衡，后期視市場運行情況進行規 則完善。 

（一）“一體化”虛擬電廠參照火電機組報價模式報價，需申 報運行日用電負荷與發電負荷的最大值，以用電負荷最大值的負 值作為運行下限，以發電負荷的最大值作為運行上限，申報 3-10 段發電遞增量價曲線，作為全天 24 小時參與現貨市場的出清依 據。市場初期，申報用電負荷最大值應小于等于“一體化”項目 用戶側負荷的 50%，申報發電負荷的最大值應小于等于“一體化” 項目發電側規模的 50%。 

（二）“一體化”虛擬電廠作為平衡責任方，在內部為其聚合 的各類資源提供購售電服務。與負荷類聚合資源參照“負荷類” 虛擬電廠的零售市場相關交易規則開展售電服務，與電源側及儲 能等資源的結算方案由雙方自主協商確定并提交山西電力交易中 心備案。

 （三）“一體化”虛擬電廠暫不參與市場運營費用的回收與分 攤，后期視電力市場規則修訂情況確定是否參與。 （四）市場運營初期，“一體化”虛擬電廠暫定采取發、用電 分別計量、分別結算的方式，發電狀態采用分時節點電價結算， 用電狀態采用統一結算點電價結算。 （五）“一體化”虛擬電廠按照輔助服務市場規則參與各類輔 — 18 — 助服務的共享與分攤。

 三、虛擬電廠運營過程管理 

為確保虛擬電廠高質量發展和運營，省電力公司負責開展虛 擬電廠過程管理和效果跟蹤評估，按季度出具評估報告，并為結 算提供數據支撐。 

（一）虛擬電廠聚合資源要相對固定，原則上與負荷資源的 綁定關系不得低于 6 個月。虛擬電廠調節能力發生較大變化時， 應向省電力公司提出測試申請，省電力公司應在 15 個工作日內完 成聚合資源能力、調節響應能力測試，核定相關技術指標，經山 西省能源局同意后，調整該虛擬電廠相關約束條件。虛擬電廠運 營商通過電力交易平臺提交信息變更確認資料及支撐材料，經確 認無誤后予以變更。

 （二）并網虛擬電廠應嚴格跟蹤執行電力調度機構下達的功 率計劃曲線。由于并網虛擬電廠自身原因，造成實際功率曲線偏 離電力調度機構下達的功率計劃曲線，偏離量超過調節精度允許 偏差時，按照偏差量對并網虛擬電廠進行偏差回收，具體按照現 貨市場相關政策規則執行。 

（三）每月按照交易時段對“負荷類”虛擬電廠的調節容量 的可用率進行考核。依據該虛擬電廠全月申報調節容量（運行上 限與下限的差值）的算術平均值占測試認定調節容量的比例，相 應收緊當月按照本方案規定放寬的中長期交易成交量約束、金融 套利約束。若發生超過兩個交易時段連續兩個月、全年累計三個 月不滿足最小調節容量的 50%時，取消其虛擬電廠交易資格。 

（四）為確保電力系統安全運行，在省級公共電網已無調節 能力時，電力調度機構可優先對“一體化”虛擬電廠在運行上下 限范圍內采取出力控制，“一體化”項目運營商應嚴格落實，在執 行調度指令過程中導致的清潔能源棄限電量及有序用電情況，不 計入全省棄限電統計范圍及有序用電統計范圍，由此產生的后果 由項目主體承擔。