征求时间：2026年7月15日至7月17日

 

第一章 总则

第一条 为规范虚拟电厂管理，鼓励各类市场主体积极参与虚拟电厂建设，提升源网荷储高效互动水平，有效支撑全省能源绿色低碳发展和新型电力系统建设，依据国家发展改革委、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）等，结合辽宁省实际，制定本办法。

第二条 本办法适用于规范和指导辽宁省虚拟电厂管理工作，涵盖项目管理、技术要求、能力测试、运行管理、市场交易、需求响应、退出机制等各环节。

第三条 本办法所称虚拟电厂是指基于电力系统架构，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运行优化和电力市场交易的资源聚合运营模式。

第四条 本办法所称虚拟电厂运营商（以下简称“运营商”），是指开展虚拟电厂资源聚合业务，并参与电力系统运行或电力市场的主体。运营商与其建设运营的虚拟电厂一一对应，以运营商为市场注册主体，以聚合单元为交易单元。

第五条 虚拟电厂建设坚持“统筹规划、政企协同、多元参与、安全可靠”的原则，扎实推进基础设施、技术支持系统和接入管理体系建设，引领和培育虚拟电厂规范化、规模化发展。

第二章 职责分工

第六条 辽宁省发展改革委负责统筹虚拟电厂建设管理工作，负责编制全省虚拟电厂发展方案和建设管理规范，统筹指导全省虚拟电厂建设工作，建立常态化协调保障机制。各市发展改革委（含沈抚示范区发改局）负责本行政区域内虚拟电厂建设的统筹管理，承担辖区内虚拟电厂项目受理、公示等管理工作，配合省发展改革委做好相关工作。

第七条 辽宁省工业和信息化厅负责虚拟电厂运行管理工作，负责组织制定完善虚拟电厂参与电力市场的规则和参与需求响应机制的实施方案。各市工业和信息化局负责指导本地区虚拟电厂规范参与电力系统运行、电力市场交易、需求响应机制。

第八条 国网辽宁省电力有限公司（以下简称“省电力公司”）负责统筹组织全省虚拟电厂建设接入和运行服务工作，负责建设运营新型电力负荷管理系统（以下简称“负荷系统”），制定虚拟电厂接入技术标准和服务规范，为虚拟电厂及其聚合资源提供计量、监测、结算等服务。各市供电公司负责辖区内虚拟电厂具体接入管理工作。国网辽宁省电力有限公司营销服务中心（以下简称“省营销服务中心”）及各市客户服务中心负责依托负荷系统，组织虚拟电厂参与电力需求响应机制，并统筹开展虚拟电厂资料审核、档案管理、能力认定与校核、可调资源监测、运行情况监测、运行效果评价等工作，为虚拟电厂参与各类市场提供数据支撑服务，确保聚合资源的统一管理、统一调控、统一服务。

第九条 辽宁电力交易中心有限公司（以下简称“辽宁电力交易中心”）负责虚拟电厂市场注册、信息变更和市场退出等服务，会同电力调度机构组织虚拟电厂参与电力市场交易，负责向虚拟电厂提供市场交易的结算依据及服务，负责建设、运营和维护电力交易平台及相关配套系统。

第十条 电力调度机构负责组织电力现货市场和辅助服务市场虚拟电厂能力认定及并网调度协议签订，负责制定电力调度自动化系统接入的技术要求和安全管控要求，负责虚拟电厂参与接入电网调度运行和电力现货及辅助服务市场相关工作。

第十一条 运营商负责开展自有技术支持系统建设（以下简称“自有系统”）、资源挖掘、用户聚合、能力评估，参与各类市场交易、响应电网调度需求，完成系统接入申请、能力测试等工作。

第三章 建设管理

第十二条 运营商应具备以下基本资质条件：

（一）具有独立法人资格，财务独立核算，信用良好，能够独立承担民事责任。

（二）参与电能量市场的运营商营业执照经营范围要明确包含电力销售、售电、电力供应或发电相关业务事项。

（三）具备建设和运营技术支持系统的能力，并满足本办法规定的相关技术要求。

第十三条 虚拟电厂应满足以下基本条件：

（一）虚拟电厂可聚合各类资源（含分布式电源、储能、电力用户等）形成聚合单元，以聚合单元为交易单元。被虚拟电厂聚合的资源不得包括已由市级以上电力调度机构下发计划或控制的发电及储能资源。

（二）虚拟电厂根据聚合资源类型及所在节点信息组建聚合单元，分为分布式发电类聚合单元、储能类聚合单元和负荷类聚合单元，其中负荷类聚合单元分为全电量负荷类聚合单元和调节量负荷类聚合单元。同一个虚拟电厂可聚合多个聚合单元，单个聚合单元内聚合资源应位于同一市场出清节点（初期暂定为220千伏及以上电压等级母线）。

（三）分布式发电类聚合单元应具备对所聚合分布式电源的监测和调节能力；储能类聚合单元应具备对所聚合储能设施充放电的监测和控制能力；全电量负荷类聚合单元应具备对可调节用户用电量的计量和响应能力；调节量负荷类聚合单元应具备对可调节用户调节电量的精准控制能力。

（四）原则上同一聚合资源在同一合同周期内仅可与一家售电公司或一个虚拟电厂确立代理（聚合）服务关系，代理（聚合）服务关系以在电力交易平台中确定为准。同一聚合资源与某一虚拟电厂的聚合关系原则上不得低于6个月。虚拟电厂不得跨省级电网控制区聚合资源。

（五） 运营商和聚合资源基于“收益分享、风险共担”的原则，以聚合标准套餐明确收益分配和责任分摊机制。

（六）运营商自有系统应具备信息处理、运行监控、业务管理、计量监管、控制执行等功能，接入负荷系统或调度系统。

（七）虚拟电厂聚合资源安装的计量终端应满足“可观、可测、可调、可控”要求，具备分时计量与传输条件，数据准确性满足结算要求；计量终端的具体技术指标应符合有关技术规范要求。

（八）虚拟电厂聚合的各类资源应具有独立电力营销户号，并以电力营销户号作为最小结算单元。

第十四条 虚拟电厂建设业务流程主要包括：

（一）申请。聚合资源位于同一市的，向市发展改革委提出申请；聚合资源跨两个及以上市的，向省发展改革委提出申请。运营商向受理机关提交企业基础信息、人员信息、技术支持系统建设方案、网络安全防护方案、已确定聚合资源情况及预期技术指标等材料。受理机关会同有关单位、企业对材料完整性及合规性进行审核，原则上应在20个工作日内完成审核并出具审核意见。审核通过后，发给运营商建设通知书，运营商方可启动系统建设；审核不通过的，出具书面不通过说明，运营商补充完善后可重新提交申请。技术支持系统建设方案应包括系统整体架构、主要功能模块、硬件配置、与负荷系统或调度系统的接入方案及联调方案等内容。网络安全防护方案应依据安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证、综合防护原则编制，应满足相应等保定级备案要求。

（二）建设。运营商按照建设通知书要求及相关技术规范开展技术支持系统建设，建设内容包括软件平台、通信设备、计量采集终端及安全防护装置等，建设周期原则上不超过6个月。完成建设后，运营商需委托具备相关资质的第三方机构出具验收报告和能力测试报告。

（三）能力认定。运营商凭验收报告和能力测试报告向省营销服务中心提出联调测试申请。省营销服务中心会同调度机构应在10个工作日内启动、30个工作日内完成联调测试。联调测试通过后，参与需求响应的，省营销服务中心应在10个工作日内依据测试报告出具能力认定证明；参与电力现货市场和辅助服务市场的，电力调度机构应在10个工作日内依据测试报告出具能力认定证明。能力测试或联调未通过的，运营商可重新调整聚合资源，重新履行相关流程。

（四）公示。运营商凭能力认定证明，由受理申请的发展改革委在官方网站对拟入市虚拟电厂及聚合单元相关信息进行公示，公示期为5个工作日。公示期间有异议的，由受理机关组织相关方核实处理。

（五）列入管理名录。公示期满无异议后，由受理申请的发展改革委将该虚拟电厂及聚合单元列入辽宁省虚拟电厂管理名录并予以公告。纳入管理名录后，参与需求响应市场的，与供电公司签订需求响应协议；参与电力现货市场、辅助服务市场的，与电力调度机构签订调度协议，并办理市场化注册。

（六）变更。虚拟电厂聚合资源的结构、规模等发生重大变化时，虚拟电厂运营商应先委托具备相关资质的第三方机构重新完成能力测试，并将测试报告提交省营销服务中心，申请能力重新认定，原则上一年申请不得超过4次。省营销服务中心收到测试报告后，会同电力调度机构在10个工作日内完成联调核验，联调核验通过后依据测试报告出具新的能力认定证明。认定通过后，重新履行公示程序，虚拟电厂与聚合资源重新开展资源代理（聚合）关系调整和确认。

第十五条 虚拟电厂接入技术要求详见《辽宁省虚拟电厂接入技术规范》（附件1）。

第四章 运行管理

第十六条 构建“虚拟电厂运营商—聚合单元—聚合资源”的分层注册管理体系。虚拟电厂运营商及聚合资源参与电力市场注册的条件和流程，按照《辽宁省电力市场注册管理实施细则》要求执行。

第十七条 虚拟电厂运营商申请参与电力需求响应机制的条件和流程，按照《辽宁省电力需求响应实施方案》要求执行。

第十八条 虚拟电厂资源在被聚合期间，不得重复参与电力市场交易，不得以同一调节行为重复获取收益。坚持“谁产生、谁负责，谁受益、谁承担”原则，由虚拟电厂运营商参照售电公司公平承担各类市场运行费用。辽宁电力交易中心出具虚拟电厂运营商、聚合单元和聚合资源的结算依据，费用由省电力公司结算到户。

第十九条 电力调度机构应结合虚拟电厂的调节能力及市场申报量，纳入电力电量平衡，确保虚拟电厂市场出清结果与电网生产运行安排高效协同、有序衔接、安全可控。

第二十条 虚拟电厂参与电力市场时，应服从市场运营机构的管理。若发生影响电网安全运行的情况，市场运营机构有权暂停其交易执行。电网发生紧急情况时，虚拟电厂聚合资源应按要求执行调节指令。

第二十一条 省营销服务中心（市客户服务中心）应向虚拟电厂提供运行监测、能力校核、效果评价、市场交易信息获取和数据交互等服务。

第二十二条 虚拟电厂参与电力市场和需求响应结算，以聚合资源的计量装置数据为计量结算依据，计量装置数据采样频率应满足相应市场规则要求。

第二十三条 虚拟电厂应建立健全安全防护机制，通过身份鉴别、访问控制、安全审计、入侵防范等手段保障系统安全稳定运行。

第五章 评价与退出管理

第二十四条 省营销服务中心会同辽宁电力交易中心、电力调度机构每年一季度对上一年度全省虚拟电厂运行情况进行评价，评价结果报送辽宁省发展和改革委员会、辽宁省工业和信息化厅。评价内容主要包括：

（一）响应能力。包括参与系统运行调节的次数、时长、容量、速率、误差等。

（二）服务质量。指虚拟电厂运营商对聚合资源的服务情况，包括指令传达时效、故障处理效率、政策规则落实等。

（三）安全水平。包括系统网络安全性、数据传输与存储的保密性、聚合资源接入合规性、运营团队操作规范性、应急预案完备性等。

（四）履约情况。包括在各类电力市场交易执行情况、费用结算情况、履约保函或保证金缴纳情况等。

第二十五条 虚拟电厂年度评价不合格的，省营销服务中心应向运营商下达整改通知书。

第二十六条 列入虚拟电厂管理名录的虚拟电厂或聚合单元，有下列情形之一的，应办理退出手续：自愿向省营销服务中心提出退出申请的；或在整改通知书下达1个月内未完成整改的。由省（市）发展改革委在官方网站对拟退出虚拟电厂或聚合单元相关信息进行公示，公示期为5个工作日。公示期满无异议，或异议经核查不成立的，取消其虚拟电厂或聚合单元资质。被取消虚拟电厂聚合单元资质的虚拟电厂应妥善处理其聚合单元相关的尚未履行的合同义务。全部聚合单元资质被取消的虚拟电厂应向辽宁电力交易中心申请注销其虚拟电厂经营主体身份，辽宁电力交易中心也可自动注销其虚拟电厂经营主体身份。

第二十七条 虚拟电厂聚合单元资质被取消后，该聚合单元下的聚合关系自动失效。聚合资源主体与虚拟电厂运营商之间存续的电能量代理合同关系，依照双方约定处理。已解除聚合关系的聚合资源，可在不违反本办法前款规定的情况下，重新选择其他虚拟电厂聚合。

第六章 信息披露

第二十八条 辽宁电力交易中心按照《电力市场信息披露基本规则》要求进行信息披露，严禁超职责范围获取或泄露私有信息。

第二十九条 虚拟电厂运营商应披露其聚合容量及整体分布情况、调节能力等公开信息。

第三十条 省电力公司应及时披露可能影响虚拟电厂资源聚合与调节的电网运行方式、设备检修计划等公开信息，支撑资源高效聚合与有效响应。

第七章 保障措施

第三十一条 加强组织领导。省发展和改革委员会和省工业和信息化厅共同建立虚拟电厂工作推进机制，定期研判全省虚拟电厂发展形势，统筹协调解决建设运行中的重大问题，会同相关单位研究制定配套支持措施，推动本办法落实落地。各地发展改革部门和工业和信息部门建立辖区内虚拟电厂工作推进机制，明确工作责任，强化协同配合，确保各项工作有序推进。

第三十二条 完善管理机制。省营销服务中心和辽宁电力交易中心应建立健全虚拟电厂运营商和聚合资源档案管理机制，涵盖聚合容量、资源类型、能力分类、调节能力等关键指标，并及时向省发展和改革委员会和省工业和信息化厅报告。省电力公司应结合虚拟电厂发展实际，动态完善接入技术标准、服务规范和结算规则，为运营商提供便捷高效的接入服务。

第三十三条 支持建设发展。鼓励各类市场主体积极参与虚拟电厂建设，省营销服务中心、各市客户服务中心应积极开展政策宣传和技术指导，帮助运营商和终端用户了解虚拟电厂参与市场的流程、收益机制和操作要求，引导用户优化储用电模式，释放负荷调节弹性。

第八章 附则

第三十四条 本办法自2026年10月1日起施行，有效期3年，由辽宁省发展和改革委员会和辽宁省工业和信息化厅负责解释。国家政策、标准等发生变化，从其规定。

附件1：辽宁省虚拟电厂接入技术规范

2：虚拟电厂需提供材料清单

3：虚拟电厂接入业务申请单

附件1


一、总体要求

虚拟电厂接入应满足安全性、可靠性、实时性和可扩展性要求，依托新型电力负荷管理系统（负荷系统）或电力调度自动化系统（调度系统）实现与上级平台的数据交互与指令执行。参与需求响应的虚拟电厂接入负荷系统；参与电力现货市场、辅助服务市场的虚拟电厂接入调度系统。

二、调节能力技术要求

（一）额定调节功率

总聚合容量不低于10MW，总调节容量不低于5MW，单个聚合单元可调容量不低于1MW，持续调节时间不小于1小时，后期视虚拟电厂发展情况及相关标准滚动修正。

（二）调节速率

不低于（额定调节功率×3%）/分钟，后期视虚拟电厂发展情况及相关标准滚动修正。

（三）调节精度

以每15分钟为一个时段计算偏差率并进行考核，偏差率不超过±10%。偏差率=（实际电量－计划电量）/（申报额定功率×0.25小时）×100%。式中：实际电量为该时段实际调节电量（兆瓦时）；计划电量为该时段申报调节电量（兆瓦时）；申报额定功率单位为兆瓦。

（四）响应时长

具备按照额定功率要求持续参与响应不小于1小时的能力，后期视虚拟电厂发展情况及相关标准滚动修正。

（五）响应时间

出力调节响应时间不超过120秒，且调节方向应与指令保持一致。

三、自有系统功能要求

运营商自有技术支持系统应具备以下功能，具体技术指标符合GB/T 44241-2024、GB/T 44260-2024及GB/T 32672-2016的有关规定。

（一）资源档案管理

支持聚合资源的基础信息录入、档案维护及聚合关系管理，实现资源分类标签化管理，支持聚合资源的新增、变更和注销操作，并能将资源信息自动同步至负荷系统或调度系统。

（二）资源预测

具备对聚合资源发用电行为的短期（日前、日内）和超短期（15分钟至4小时）预测能力，预测结果支持分资源类型和分聚合单元输出，滚动优化预测精度。

（三）运行监控

实现对所聚合分布式电源、储能、可调节负荷等资源的实时监测，监测数据采集频率不低于1次/分钟；具备数据异常告警功能，告警响应时间不超过60秒；支持历史运行数据的存储与查询，数据存储时间不少于3年。

（四）优化决策与指令分解

具备依据电力市场交易出清结果或调度指令进行资源优化调度和指令分解执行的能力；支持秒级至小时多时间尺度的优化调控；指令分解应综合考虑聚合资源的调节能力、运行状态和约束条件，实现最优分配。

（五）运行评估

具备对虚拟电厂整体及各聚合资源运行效果的评估分析功能，包括调节能力核算、响应偏差统计、市场收益分析及合规性核查；支持生成运行评估报告，为运营商优化运营策略提供依据。

四、通信与接口技术要求

（一）通信协议

自有系统与负荷系统或调度系统之间的通信，应支持以下协议之一：IEC 60870-5-104（推荐）、DL 476-92、WebService、E文件等通用接口协议。具体接口协议规范由省电力公司另行制定。

（二）通信质量

网络传输延时不超过500毫秒，丢包率不超过0.5%，通道可用率不低于99.5%；通信中断后应具备自动重连功能，重连时间不超过30秒。

（三）数据上送要求

遥测数据（有功功率、无功功率、电流、电压等）上送频率不低于1次/分钟；遥信数据（设备状态、故障信号等）变化后立即上送，延迟不超过10秒；日前申报数据、运行计划数据、结算明细数据按电力市场规则要求的时间节点上送。

（四）计量终端要求

聚合资源安装的计量终端应满足“可观、可测、可调、可控”要求；具备分时计量与传输功能，有功计量精度等级不低于0.5S级；采集装置应支持GPRS/4G/5G/光纤等多种通信方式；计量数据应与电网公司营销系统数据保持一致，数据准确性满足结算要求；终端具体技术指标应符合DL/T 698《电能信息采集与管理系统》系列标准要求。

五、网络安全要求

（一）等级保护

自有系统应依据《中华人民共和国网络安全法》及电力行业网络安全等级保护相关规定完成定级备案，系统安全保护等级不低于二级，并通过具备CMA或CNAS资质的第三方测评机构的安全检测，出具等保测评报告作为系统接入的前置条件之一。

（二）数据安全

运营商应依法保护所聚合资源用户的数据安全和个人隐私，不得将用户用能数据用于与虚拟电厂业务无关的商业目的；数据传输应采用加密措施，敏感数据存储应满足国家密码管理相关规定。

（三）安全隔离

自有系统与互联网之间应进行安全隔离，对外数据接口应设置防火墙及访问控制策略；严禁通过互联网直接访问调度系统和负荷系统核心功能模块。

六、应急与故障处理要求

（一）应急预案

运营商应制定电力监控系统故障应急预案，报省营销服务中心备案，并每年至少开展一次应急演练，演练结果留存备查。

（二）故障报告

自有系统发生故障或通信中断导致无法正常执行调度指令时，虚拟电厂应按调度管理规定及时汇报电力调度机构，同时运营商应在1小时内告知省营销服务中心，并在24小时内提交书面故障报告，说明故障原因、影响范围和处置措施；原则上应在15个工作日内完成整改并恢复正常运行。

（三）故障期间处置

故障期间，运营商应主动暂停相关聚合资源的市场申报，避免因系统故障导致无法执行而造成违约；在故障处置期间，省营销服务中心可临时调整该虚拟电厂的可调容量上报值。

七、能力测试要求

（一）测试分类

能力测试分为入网测试、变更测试和运行能力核定三类，测试方式分为能力认定和现场测试两种。入网测试：虚拟电厂聚合资源与某一虚拟电厂建立绑定关系后，在申请市场注册前须完成入网测试。变更测试：聚合资源装机（运行）容量、重要设备、运行方式等影响调节能力的关键因素发生变更时，须在变更后30日内完成变更测试。运行能力核定：对已入市运行虚拟电厂的定期能力复核，原则上每12个月开展一次；复核结果与市场申报容量差异超过20%的，运营商应于30日内完成整改并申请重新测试。

（二）测试主体与程序

运营商自行委托具备相关资质（CMA或CNAS）的第三方测试机构开展能力测试并出具测试报告。参与需求响应的虚拟电厂，省营销服务中心依据测试报告出具认定证明；参与电力现货市场和辅助服务市场的虚拟电厂，电力调度机构依据测试报告出具认定证明。

（三）分类测试方式

调节量负荷类聚合单元采用现场测试方式，调节能力根据聚合资源基线负荷与测试日实际负荷进行计算。全电量负荷类聚合单元、分布式发电类聚合单元、储能类聚合单元采用能力认定方式确定调节能力。参与需求响应的虚拟电厂，省营销服务中心根据用户基线负荷、实际负荷及第三方测试报告判定申报响应能力是否合格，基线计算规则参照GB/T 32672-2016执行。

（四）测试安全管理