各设区市发改委、平潭综合实验区经发局，国网福建省电力有限公司，福建电力交易中心有限公司，有关能源企业：
现将《福建省虚拟电厂建设运行管理办法（试行）》印发给你们，请认真组织实施。
各省、自治区、直辖市人民政府，国务院各部委、各直属机构：
为进一步深化电力体制改革，加快健全适应新型能源体系的市场和价格机制，完善全国统一电力市场体系，在全国范围内有效实现电力资源市场化配置，经国务院同意，现提出以下意见。
以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的二十大和二十届历次全会精神，完整准确全面贯彻新发展理念，按照构建全国统一大市场、深化电力体制改革、建设新型电力系统要求，坚持全国统一、畅通循环，着力打破市场分割、破除区域壁垒，促进市场高效联通和有机衔接，统筹推动电力市场供需高水平动态平衡，着力扩大规模、改善结构、拓展功能，健全统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系，在确保电力系统安全可靠运行的基础上，实现市场运行畅通有序、交易规则统一高效、利益分配公平合理，为保障能源安全、经济社会发展和绿色低碳转型提供有力支撑。
到2030年，基本建成全国统一电力市场体系，各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右。
第一条为深入贯彻落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，支撑新型电力系统建设，推动虚拟电厂规范化、常态化、规模化、市场化发展，依据《国务院办公厅关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号）、《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）等政策文件，结合福建省实际，制定本办法。
跨省跨区和省内实现联合交易，现货市场全面转入正式运行，市场基础规则和技术标准全面统一，市场化电价机制基本健全，公平统一的市场监管体系基本形成。
第二条本办法适用于指导福建省行政区域内虚拟电厂的建设运营、市场交易、系统接入、安全管控等全流程工作，覆盖虚拟电厂运营商、聚合资源主体、电网企业、电力交易机构、电力负荷管理中心等所有相关参与方。
到2035年，全面建成全国统一电力市场体系，市场功能进一步成熟完善，市场化交易电量占比稳中有升。
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。
跨省跨区和省内交易有机融合，电力资源的电能量、调节、环境、容量等多维价值全面由市场反映，电力资源全面实现全国范围内的优化配置和高效利用，以电力为主体、多种能源协同互济的全国统一能源市场体系初步形成。
第四条鼓励能源企业、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、中小微企业参与虚拟电厂投资开发与运营管理，共同推进技术及模式创新。
第五条虚拟电厂可聚合分布式电源、储能、可调节负荷等各类分散资源参与电力市场交易与电网互动。
加强央地联动、政企协同，在统一电力市场框架下，统筹推动跨省跨区和省内交易衔接融合，进一步打破市场壁垒，促进省间电力互济互保。
第六条根据参与市场交易要求，分为发电类虚拟电厂（聚合单元）、负荷类虚拟电厂（聚合单元）。
推动跨省跨区交易与省内交易在参与主体、空间范围、时段划分、组织时序、偏差处理等方面实现衔接，在主体注册、交易申报、交易出清、信息披露等方面有机融合，逐步从经营主体分别进行跨省跨区和省内交易，过渡到经营主体只需一次性提出量价需求、电力市场即可在全国范围内分解匹配供需的联合交易模式。
同一虚拟电厂运营商可同时建设多个发电类虚拟电厂（聚合单元）、负荷类虚拟电厂（聚合单元）。
研究探索相邻省份自愿联合或融合组织电力交易的可行方式。
发电类虚拟电厂主要聚合全额上网及自发自用余电上网的分布式电源和分布式储能等资源；
进一步推动电力交易平台互联互通、交易信息共享互认，电力市场经营主体“一地注册、全国共享”。
负荷类虚拟电厂主要聚合可调节负荷（含用户计量关口内合规分布式电源、储能）等资源。
发电类虚拟电厂的聚合资源范围原则上不超过同一220千伏变电站供电区域，不得跨设区市区域聚合；
负荷类虚拟电厂的聚合资源范围不超过本省范围，发展初期允许跨220千伏变电站供电区域聚合，后续根据全省电力市场运行与电网安全管控要求动态优化。
打通国家电网、南方电网经营区之间市场化交易渠道，统一交易组织方式，促进信息交互，尽快实现跨经营区常态化交易。
构建能力更加充分、流向更加合理的输电通道和电网主网架格局，持续增加跨省跨区输电规模和清洁能源输送占比。
（一）虚拟电厂运营商是依照《中华人民共和国公司法》登记注册的企业法人，具备法人资格，实现财务独立核算；
在确保安全前提下，科学安排跨省跨区优先发电规模计划，合理扩大省间自主市场化送电规模，加强多通道集中优化。
参与电能量市场交易的虚拟电厂运营商，原则上应具备售电公司资质，初期售电规模与其资产总额相匹配，参照福建电力市场售电公司相关管理规定，足额提交履约保函（保险）。
一体化建设运营南方区域电力市场，完善长三角电力互济，在省间交易框架下探索区域内同步电网电力互济交易。
（二）虚拟电厂运营商应建立相关技术支持系统，具备监测、预测、指令分解执行等信息交互功能，满足国家和我省网络安全防护等相关技术要求，并接入新型电力负荷管理系统，参与电力现货、辅助服务市场或涉及并网安全的虚拟电厂技术支持系统应同步接入电力调度自动化系统，根据相关系统响应指令，对聚合资源进行优化调控。
同一虚拟电厂只能由一个虚拟电厂技术支持系统与新型电力负荷管理系统、电力调度自动化系统对接。
（三）同一聚合资源在同一合同周期内，原则上仅可与一家虚拟电厂运营商确立服务关系。
充分发挥现货市场发现实时价格、准确反映供需的重要作用，更好引导电力资源优化配置。
（四）虚拟电厂运营商应针对负荷类虚拟电厂，由电力负荷管理中心组织签订负荷管理协议；
参与电力现货市场、辅助服务市场的负荷类虚拟电厂，需同步由运营商与国网福建电力签订并网调度协议。
推动发用两侧各类经营主体全面报量报价参与电力市场。
针对发电类虚拟电厂，虚拟电厂运营商应与相关市县电网企业签订并网调度协议。
在明确落实各方电力保供责任的前提下，稳妥推动用户参与省间现货交易。
（五）虚拟电厂聚合资源应安装电网企业计量装置，具备电力、电量数据分时计量与传输条件，数据准确性与可靠性满足电力市场交易与结算法定要求，计量装置需经法定计量机构检定合格。
加强现货市场与其他市场在交易时序、价格、结算等方面的衔接，通过分时价格信号更好引导经营主体优化发用电行为，激发电力系统灵活调节潜力。
其中发电类虚拟电厂的聚合资源安装的计量终端，应满足“可观、可测、可调、可控”要求。
（六）虚拟电厂聚合的可调节负荷、分布式电源、用户侧储能等资源并网接入流程参照现有规定执行。
更好发挥中长期市场稳定电力生产供应秩序、保障市场平稳运行的基础性作用，夯实电力保供基本盘。
落实中长期合同签约履约激励约束措施，实现电力资源长期稳定配置，提升风险应对能力。
推动中长期市场精细化、标准化，实现连续开市、不间断交易，提高交易频次和灵活性，覆盖年度（多年）、月度、月内（多日）等不同周期。
虚拟电厂运营商需按照电力市场交易规则，与聚合资源主体签订代理协议，明确约定可调控设备范围、调节方式、安全责任划分、经济责任承担、收益分配机制、考核分摊规则、合同解除条件等核心事项。
建立健全规范标准、灵活高效的中长期合同调整和转让制度。
运营商向福建省电力负荷管理中心提交接入申请资料，由负荷管理中心进行资质审核。
推动跨省跨区优先发电规模计划通过年度中长期合同足额落实。
加强各地中长期市场在交易时段、市场限价等方面与现货市场的有效衔接，参与现货市场交易的经营主体中长期合同签约、履约比例必须满足国家能源安全保供要求。
资质审核通过后，虚拟电厂运营商按照技术要求，将技术支持系统接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统，完成指令接收、数据采集上传、远程调控等核心功能调试。
（五）加快建设支撑电力系统灵活调节的辅助服务市场。
规范开展调频辅助服务市场，加快建立备用辅助服务市场，因地制宜探索爬坡等新型辅助服务品种。
福建省电力负荷管理中心负责开展负荷类虚拟电厂调节能力测试；
加快实现调频、备用辅助服务市场与现货市场联合出清。
国网福建电力调控中心负责开展发电类虚拟电厂调节能力测试，发展初期可指导福建省电力负荷管理中心开展。
现货市场连续运行的地区，按照“谁受益、谁承担”原则，有效传导辅助服务成本。
完善全国统一的绿证市场，进一步发挥绿证作为可再生能源电力生产、消费和环境属性认定的基础凭证作用。
福建省电力负荷管理中心对通过调节能力测试的虚拟电厂运营商在新型电力负荷管理系统线上建档，并向福建电力交易中心、国网福建电力调控中心共享资质认定相关材料。
扩大绿色电力消费规模，加快建立强制消费与自愿消费相结合的绿证消费制度。
福建省电力负荷管理中心通过新型电力负荷管理系统对完成接入流程的虚拟电厂开展运行监测，包括对虚拟电厂及其聚合用户、可调节资源的运行类数据进行实时监测和异常预警。
鼓励以绿色电力交易形式落实省间新能源优先发电规模计划，推广多年期交易合同、聚合交易等多种绿电交易模式。
研究农林生物质发电项目参与全国温室气体自愿减排交易市场。
第九条虚拟电厂能力测试分为入市测试、变更测试和常态化能力校核三类，测试方式统一采用系统测试。
加快建立绿色电力消费认证机制，全面引入区块链等技术，对绿色电力生产、消费等环节开展全链条认证。
第十条虚拟电厂运营商办理市场注册前，应提前3个工作日向福建省电力负荷管理中心提交入市能力测试申请。
持续强化绿色电力消费溯源，研究将绿证纳入碳排放核算的可行路径。
第十一条虚拟电厂聚合资源的装机(运行)容量、重要调控设备、运行方式、资源范围等影响调节能力的关键因素发生实质性变更时，运营商应主动提前3个工作日向福建省电力负荷管理中心提交变更测试申请。
完善绿色电力标准体系，在绿证应用、核算等方面加强国际沟通对话，推动我国绿色电力消费标准转化为国际标准。
第十二条福建省电力负荷管理中心依托新型电力负荷管理系统，对虚拟电厂开展常态化能力校核，实时监测虚拟电厂系统、聚合资源的运行数据。
对数据异常、调节能力不达标、违规运行的虚拟电厂，组织专项能力测试，测试合格后方可恢复运营。
进一步完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源的容量电价机制，研究按统一标准对电力系统可靠容量给予补偿。
第十三条虚拟电厂调节能力测试遵循统一标准，负荷类虚拟电厂调节能力计算方法，参照福建省电力需求响应实施方案执行；
支持有条件的地区探索通过报价竞争形成容量电价，以市场化手段保障系统可靠容量长期充裕，条件成熟时探索容量市场，切实保障煤电等支撑性调节电源可持续发展，提升兜底保供能力。
发电类虚拟电厂调节能力计算方法，由国网福建电力调控中心会同福建省电力负荷管理中心联合制定，经省发改委审核通过后在“网上国网”APP、电力交易平台等公开发布。
第十四条虚拟电厂运营商在能力测试前，应与聚合资源相关方进行充分沟通协调，确认所有聚合资源具备测试条件，保障测试当日基线负荷数据完整、真实、有效。
畅通批发—零售价格传导，在保障终端用户合理权益的前提下，通过分时价格信号引导需求侧资源主动参与系统调节。
测试全过程必须严格落实人身安全、电网安全及设备运行安全管控要求，做好风险预判与应急处置，对测试引发的各类风险承担主体责任。
制定零售市场交易规则，加强零售市场全过程监管、信息披露和风险控制，培育健康市场生态。
加强售电公司规范管理，修订售电公司管理办法，引导售电公司向综合能源服务商转型升级。
第十五条虚拟电厂运营商在满足福建电力市场注册相关规定及相应市场的准入要求后，可作为独立经营主体参与电力中长期、现货、辅助服务等市场。
结合虚拟电厂发展情况，可适当放宽准入要求，并根据运行情况逐步优化。
第十六条虚拟电厂运营商应在电力交易平台办理市场注册，向电力交易机构提供相关的资格审核及能力检测报告、签订的负荷管理协议或并网调度协议。
落实新能源可持续发展价格结算机制，鼓励新能源企业与用户开展多年期交易。
第十七条虚拟电厂运营商注册生效后，按照相应市场规则参与电力中长期、现货、辅助服务等交易。
推动“沙戈荒”新能源基地各类型电源整体参与电力市场，强化跨省跨区和省内消纳统筹。
第十八条在全省未启动日前邀约需求响应期间，虚拟电厂运营商可自主选择参与地区需求响应、电能量市场、辅助服务市场。
推动分布式电源公平承担系统调节成本，支持分布式新能源以聚合交易、直接交易等模式参与市场。
在全省启动日前邀约需求响应期间，负荷类虚拟电厂原则上需优先参与需求响应，聚合资源按照需求响应应邀结果参与电力平衡调节。
进一步优化煤电机组运营模式，合理确定机组开机方式和调峰深度，上网电量全部参与电力市场，通过多种交易类型获得收益以覆盖建设运营成本。
对于日内临时有负荷管理需求的场景，虚拟电厂应依据电力负荷管理协议约定，由福建省电力负荷管理中心组织参与灵活避峰需求响应。
在保障能源安全的基础上，分品种有节奏推进气电、水电、核电等电源进入电力市场。
探索建立体现核电低碳价值的制度，鼓励煤电机组在重污染天气预警期间降低交易电量。
第十九条虚拟电厂运营商与其聚合资源收益结算，由电力交易机构根据市场规则、聚合服务合同约定统一开展结算，电网企业根据电力交易机构出具的结算依据发布电费账单，结算到户。
市场结算统一采用电网企业计量装置数据，虚拟电厂结算电量由对应聚合资源计量数据叠加形成，发电电量、用电电量分别核算，严禁发用电量相互冲抵。
完善代理购电偏差结算和考核制度，逐步缩小电网代理购电规模，推动10千伏及以上用户直接参与电力市场。
虚拟电厂运营商可在不改变电网企业关口计量装置的前提下，加装自用测控设备，该类设备数据仅用于内部运营管控，不得作为法定交易与结算依据。
加大电力需求侧资源开发利用力度，鼓励和支持需求侧资源根据自身禀赋参与电力市场。
第二十条虚拟电厂应遵守电能量市场、辅助服务市场和需求响应各项规则，按规定承担相应考核责任。
因国家法律法规调整、市场交易结算规则变更、交易价格政策性调整或不可抗力因素，导致交易偏差、结算费用需调整的，由电网企业严格依照国家及省级相关规定，依规办理退补手续。
在确保安全前提下，坚持包容审慎原则，推动虚拟电厂、智能微电网、可调节负荷等新型经营主体灵活参与电力市场，加快制修订新型经营主体运行监控、并网运行、双向计量、信息交互等标准。
第二十一条因国家法律、法规、规章、规范性文件制修订，导致虚拟电厂运营商与代理用户无法正常履行合同约定的，双方应严格依据相关法律法规，平等协商变更或解除合同，协商不成的可通过司法、仲裁途径解决。
推动新型经营主体公平承担输配电费用、系统调节责任和社会责任，按规定缴纳政府性基金及附加等费用，引导新型经营主体理性投资、规范运营、健康发展。
第二十二条虚拟电厂运营商应按照福建电力市场信息披露相关规定，在电力交易平台披露相关数据和信息，并对其披露信息的真实性、完整性、准确性、及时性负责。
对违反信息披露的经营主体，纳入电力交易机构信用评价。
持续健全以电力市场运行基本规则为基础、各类交易各个环节规则为支撑的电力市场基础规则体系，加强规则间的统筹衔接。
第二十三条虚拟电厂运营商应按月度定期通过技术支持系统，向新型电力负荷管理系统报送虚拟电厂基本信息、资源清单、实际可调节能力、运行状态等核心数据。
引导地方因地制宜制定实施细则，强化地方规则与国家规则的对接和统一。
第二十四条虚拟电厂运营商应持续强化聚合资源调节能力建设，重点提升分布式电源、储能的精准调控水平，强化可调节负荷等资源的快速、实时响应能力。
规范电力市场规则起草、修订、审议、发布等操作流程，建立定期修订制度。
虚拟电厂技术支持系统功能，需适配全省电力市场建设、电网运行调节需求，持续迭代优化。
第二十五条虚拟电厂运营商要加强自身安全管理，在负荷管理协议或并网调度协议中明确虚拟电厂及各分散资源的安全责任。
完善政府主管部门规划设计、电力监管机构独立监管、电力市场协调组织共商自律、电力市场运营机构服务监测的电力市场治理体系，全面提升治理水平。
严格遵守《电力监控系统安全防护规定》（国家发展改革委令第27号）、《关于进一步加强新能源和新型并网主体涉网安全管理的通知》（闽监能安全〔2025〕77号）等，落实网络安全等级保护和关键信息基础设施保护等要求，确保数据源头加密和防篡改。
强化多部门协同全流程监管，促进市场监管、行业监管、国资监管有机衔接。
建立网络安全监测预警机制，加强异常监测，及时发现并消除网络与数据安全隐患。
整治地方不当干预电力市场交易行为，着力破除地方保护和市场分割。
第二十六条电网发生事故、紧急供需失衡等紧急情况时，虚拟电厂聚合资源必须同等承担电网平衡调节、安全保供义务，服从各级电力调度机构的统一直接调控，减少中间环节，提升应急响应效率，虚拟电厂运营商不得拒绝、干扰、拖延执行电网调度指令。
综合运用数字化等监管手段，纠治价格串通、滥用市场力等各类扰乱电力市场秩序行为。
不得在市场准入负面清单以外违规设置电力市场准入条件。
第二十七条省发改委牵头建立完善虚拟电厂发展工作机制，会同有关部门编制建设运行管理规范等政策文件；
与福建能源监管办按分工制定虚拟电厂参与电力市场交易配套文件。
完善主要由供需关系决定的电价形成机制，推动市场价格体现电力资源多维价值。
福建省电力负荷管理中心在主管、监管部门的指导下开展全省虚拟电厂运营服务，组织开展需求响应工作。
建立健全全国统一的电费结算政策和市场价格风险防控体系。
福建电力交易中心负责相关主体的市场注册、中长期交易组织和合同管理，并提供结算依据和服务。
进一步规范地方电力价格管理行为，各地不得违法违规出台优惠电价政策。
电网企业负责组织开展电力现货交易和辅助服务交易，按规范做好虚拟电厂及聚合资源计量结算。
强化自然垄断环节价格监管，完善区域电网和省级电网输配电价制度，规范跨省跨区专项工程输电价格，条件成熟时探索实行两部制电价或单一容量电价。
虚拟电厂运营商与聚合资源主体签订聚合协议后，履行虚拟电厂建设运营主体责任，并按程序参与需求响应和各类电力市场交易。
第二十八条本办法实施期间，如遇国家法律法规、政策重大调整，或全省电力市场建设、电网运行环境发生重大变化，由省发改委会同福建能源监管办等相关单位，及时启动修订程序，优化完善相关条款。
统一电力市场关键技术框架、核心数据模型、信息披露科目、信息交互标准、管理制度规范，促进电力市场基础设施互联互通。
持续完善电力市场基础标准及通用类、接入类、业务类、运营类、评价类等标准，在经营主体接入、市场信息披露、交易结算开展、数据模型制定等方面实现标准化。
制定统一的电力市场信用信息目录、评价标准和应用措施清单，推进信用信息统一归集共享和系统互联。
鼓励支持电力交易机构、行业协会及第三方信用服务机构在有关部门指导下，按照统一评价标准对发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体等开展信用评价，共同营造诚实守信的电力市场环境。
推动电力规划体系适应市场化环境，在制定和调整规划时充分考虑电力供需平衡等因素，有效引导电源规划特别是可再生能源项目布局和电网规划协同发展。
建立电力市场应急处置制度，确定电力系统发生突发事件和电力市场出现异常情况时的电力交易组织方案、已有交易的调整和结算方式等，明确政府主管部门、电力监管机构在必要情况下授权电力市场运营机构对市场进行干预的适用情形、范围方式等。
针对事故灾害、电力平衡受剧烈扰动、经营主体违规扰乱价格等情形，健全风险监测、预警和管控流程，制定发电调用、负荷控制等应急处置措施。
制定电力市场评价量化指标和评价办法，鼓励第三方独立机构、电力交易机构参与电力市场评价，发布各地电力市场建设运行情况，加强各地电力市场的横向对比和历年进展的纵向分析，做好经验交流，根据评价结果持续完善全国统一电力市场体系。
在党中央集中统一领导下，加强协同配合，扎实推进全国统一电力市场体系建设。
国家发展改革委、国家能源局要会同有关方面加强统筹协调，完善配套政策，督促指导派出监管机构、地方主管部门、电力市场运营机构、相关电力企业积极参与电力市场建设运营，推动各项政策措施落地见效。