—3—虚拟电厂建设与运营管理实施方案为贯彻落实国家发展改革委、国家能源局《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕280号）、《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》（发改能源〔2022〕206号）文件精神，结合山西电力市场运行实际，制定本实施方案。一、重要意义虚拟电厂是能源与信息技术深度融合的重要方向，是将不同空间的可调节负荷、储能侧和电源侧等一种或多种资源聚合起来，实现自主协调优化控制，参与电力系统运行和电力市场交易的智慧能源系统，是一种跨空间的、广域的源网荷储的集成商。随着分布式电源、电动汽车、储能、微电网的快速发展，深化我省电力现货市场建设，进一步推进源网荷储协同互动，建立现货背景下的虚拟电厂市场化运营机制，有利于充分挖掘系统灵活性调节能力和需求侧资源，有利于各类资源的协调开发和科学配置，有利于提升系统运行效率和电源开发综合效益，有利于提升电力系统实时平衡和安全保供能力。二、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，深入贯彻习—4—近平总书记视察山西重要讲话精神，以打造清洁低碳、安全高效的现代能源供给和消纳体系为指引，将源网荷储协同互动作为提升电力系统调节能力和安全保障能力的重要举措，以市场机制为依托，以技术革新为动力，加快推进虚拟电厂建设，扩大需求侧（储能）响应规模，提升我省新能源消纳及需求响应能力，形成源荷储发展良性循环。（二）工作原则坚持市场驱动。依托我省电力现货市场建设成果，充分发挥分时价格信号作用，引导发、用、储侧资源通过虚拟电厂方式积极参与电力平衡，大幅提升电力系统的灵活性和可靠性。坚持激励创新。通过完善虚拟电厂市场化运营机制，挖掘虚拟电厂在电力市场的商业价值，引导互联网、物联网、大数据、自动化等技术和人才队伍向虚拟电厂行业积聚，激发市场对虚拟电厂研发、建设、运营的投入和创新动力。坚持有序推进。在确保供电可靠和电网运行安全稳定的前提下，建立规范的虚拟电厂建设、运营和管理机制，试点先行，积极稳妥，有序推进，强化过程监管和结果导向，确保虚拟电厂的正向作用和市场收益对等，引导虚拟电厂主动防范风险。三、建设内容（一）虚拟电厂类型按照虚拟电厂聚合优化的资源类别不同，将虚拟电厂分为—5—两类：“负荷类”虚拟电厂：指虚拟电厂运营商聚合其绑定的具备负荷调节能力的市场化电力用户（包括电动汽车、可调节负荷、可中断负荷等），作为一个整体（呈现为负荷状态）组建成虚拟电厂，对外提供负荷侧灵活响应调节服务。“源网荷储一体化”虚拟电厂（以下简称“‘一体化’虚拟电厂”）：指列入“源网荷储一体化”试点项目，建成后新能源、用户及配套储能项目通过虚拟电厂一体化聚合，作为独立市场主体参与电力市场，原则上不占用系统调峰能力，具备自主调峰、调节能力，并可以为公共电网提供调节服务。（二）技术要求虚拟电厂应具备发用电调节和需求响应能力，提供削峰填谷、调频、备用等服务，其聚合的资源应符合电网接入规范、满足电网安全技术要求。虚拟电厂可基于省级智慧能源综合服务平台建设技术支持系统，也可以独立建设技术支持系统，但应接入省级智慧能源综合服务平台，均应满足《虚拟电厂并网运行技术规范》（详见附件1）规定的聚合资源能力、调节响应能力和数据交互技术要求等。（三）运营管理“负荷类”虚拟电厂运营商应是具有山西电力市场交易资格的售电公司或电力用户；“一体化”虚拟电厂运营商应是“一体化”—6—项目主体或者授权代理商，并具有山西电力市场售电资格。虚拟电厂对应的市场化交易应单独结算。市场建设初期，“负荷类”虚拟电厂参与中长期、现货及辅助服务市场，“一体化”虚拟电厂参与现货及辅助服务市场，后期视电力市场发展情况适时进行调整。虚拟电厂参与现货市场时，仅参与日前现货市场，实时现货市场中作为固定出力机组参与出清，待条件具备后，再参与实时现货市场。具体按照《虚拟电厂运营管理规范》（详见附件2）执行。四、建设与入市流程（一）“一体化”虚拟电厂建设与入市流程“一体化”虚拟电厂按照我省《源网荷储一体化项目管理办法》有关规定履行相关项目建设程序，建成并网运行前要同步建成虚拟电厂技术支持系统，并完成系统测试、运行管理及市场注册相关程序。（二）“负荷类”虚拟电厂建设与入市流程1.报送方案。项目主体按照虚拟电厂要求编制实施方案，并报送至山西省能源局。实施方案内容包括但不限于：各用户用电量、负荷大小及特性曲线、可调节容量、运营机制、技术支持系统建设方案、拟聚合负荷协议及预期技术指标等。2.方案评估。山西省能源局委托第三方咨询机构开展方案评估工作。按照“科学规范、客观公正”的原则，由第三方咨询机构组织，从政策要求、技术规范、综合性能等方面进行评估，出—7—具评估意见并报送山西省能源局、山西能源监管办。3.项目公示。山西省能源局依据第三方咨询机构评估意见，在充分征求相关单位意见的基础上，在官方网站公示相关情况。公示无异议后，纳入虚拟电厂建设目录。4.建设管理。项目主体按照相关政策要求及技术规范开展技术支持系统建设，原则上建设周期不超过6个月（自纳入虚拟电厂建设目录算起）。5.系统测试。对具备测试条件的虚拟电厂，由省电力公司组织开展负荷聚合能力、调节性能、技术支持及数据交互等方面的测试工作，出具测试报告并报送山西省能源局、山西能源监管办。6.运行管理。虚拟电厂系统测试满足要求后，由项目主体与省电力公司签订虚拟电厂调度协议、虚拟电厂需求响应协议，明确双方责任和义务。7.市场注册。相关主体具备以上条件后，可以通过山西电力交易中心办理虚拟电厂注册，获取交易资格。五、退出方式（一）自愿退出虚拟电厂运营商可自愿申请退出虚拟电厂交易序列，应提前45天向山西省能源局提出书面申请，明确退出原因和计划的终止交易月。经公示无异议后，虚拟电厂运营商可申请转为普通售电公司继续参与市场交易。申请退出电力市场的，应按照规定处理—8—好相关事宜。（二）强制退出1.经过程跟踪发现虚拟电厂实际运行未能持续满足相关标准的，应限期整改。对未按期完成整改的，取消其虚拟电厂交易资格。“负荷类”虚拟电厂运营商可申请转为普通售电公司，经公示无异议后按照相关规则参与市场交易。“一体化”虚拟电厂按照我省《源网荷储一体化管理办法》相关规定执行。2.按照我省电力市场相关规定，发生应当强制退出情形的，经山西省能源局调查确认后，通过山西电力交易平台、“信用中国”等政府指定网站向社会公示10个工作日。公示期满无异议的，强制退出电力市场。相应市场主体要提前做好市场身份变动衔接，做好以普通市场主体参与市场交易的相关准备。六、组织实施（一）加强组织领导各有关部门要积极按照职能分工加强协同配合，努力形成政策和工作合力，扎实推进各项工作。山西省能源局要加强统筹协调和督促指导，会同相关部门统筹推进本方案组织实施。（二）实现信息共享省电力公司各专业部门要协同配合，做好用户、储能、分布式电源等各类信息的采集、处理、整合工作，利用省级智慧能源综合服务平台，建立可调节负荷资源库，并动态调整用户名单，—9—整合电力行业全产业链信息，推动虚拟电厂数字化发展。（三）深化政策引导完善电力市场规则，发挥电力市场机制的分时价格信号，鼓励具备条件的虚拟电厂积极参与相关市场交易，逐步扩大虚拟电厂规模，拓展新能源消纳途径，有效缓解供需矛盾，保障电力系统安全稳定运行。（四）做好政策宣贯组织开展虚拟电厂市场化运营政策、机制的培训、宣贯工作。鼓励虚拟电厂运营商采取多种形式，向终端用户充分宣贯政策，引导用户优化储用电模式，高比例释放一般工商业和大工业负荷的用电弹性。七、附则本方案自2022年7月22日起实施，有效期3年。附件：1.虚拟电厂并网运行技术规范2.虚拟电厂运营管理规范