2025年6月24日鸿牛配资，四川省发展和改革委员会、四川省能源局联合印发了《四川省虚拟电厂建设运营管理实施方案》（以下简称《方案》）。这一方案的出台，犹如一颗投入平静湖面的石子，在四川虚拟电厂领域激起层层涟漪，为虚拟电厂的发展带来了全新的机遇与挑战。
啥是虚拟电厂？为啥四川要大力发展它？
虚拟电厂，可不是传统意义上有厂房、有大型发电设备的电厂。它更像是一个“电力资源大管家”，借助先进的信息通信技术和软件系统，把分布式电源、储能装置、可调节负荷、电动汽车等各类分散的能源资源聚合在一起，进行统一的协调优化，从而作为一个特殊的“电厂”参与电力市场和电网运行。
随着四川经济的快速发展，电力需求持续攀升。同时，在“双碳”目标的大背景下，新能源发电占比不断提高。但新能源发电具有间歇性和波动性的特点，像太阳能发电，阴天、晚上就没法正常工作；风电呢，没风的时候就“罢工”了。这就给电网的稳定运行带来了不小的压力。虚拟电厂的出现，就像是一场及时雨。它能通过聚合各类资源，实现“削峰填谷”，在用电高峰时，让可调节负荷降低用电，或者让储能装置释放电能；在用电低谷时，让分布式电源多发电并储存起来，有效提升电力系统的稳定性和可靠性，还能促进新能源的消纳，减少弃风弃光现象。
展开剩余87%《方案》干货解读
1.设定明确目标
《方案》提出，到2027年，四川虚拟电厂管理与市场交易机制要不断深化，实现规范化、市场化发展，总体可调节能力力争达到四川电网最大用电负荷的3%。这可不是一个简单的数字目标，它意味着四川在提升电力系统灵活性、保障能源安全稳定供应方面将迈出坚实的一步。比如说，在夏季用电高峰，虚拟电厂可以通过调节聚合资源，缓解电网供电压力，避免出现拉闸限电的情况，保障居民和企业的正常用电。
2.实施主体要求严格
对虚拟电厂运营商，要求具备法人资格、财务独立核算、信用良好，能独立承担民事责任，还得自建、购买或租赁符合要求的运营商平台，并接入省级运管平台。聚合资源方面，有意愿参与的可调节负荷、分布式电源、储能等资源，要有独立营销户号，且同一资源不能同时被多个运营商聚合。同时，对地方电网网内发、用电户被聚合也设定了明确条件，像地方电网企业与国网四川电力要有直接并网结算关系等。此外，还明确了负荷管理中心、交易中心、调控中心等运营机构的职责，各机构各司其职，共同保障虚拟电厂的顺利运营。
3.规范接入管理
虚拟电厂接入省级运管平台有一套严谨的流程。首先是接入申请，运营商要提交相关资料，负荷管理中心进行复核。接着是通信测试，确保平台间通信顺畅，且满足网络安全防护要求。然后是资源录入，运营商要录入聚合资源信息等，负荷管理中心会同电力市场运营机构开展校核。再进行能力校核，检测机构出具能力校核报告，负荷管理中心颁发核验凭证。最后，运营商申请正式接入省级运管平台，签订相关协议，完成接入；按需接入电网调度控制系统，与调控中心签订并网调度协议。这一系列流程环环相扣，保证了接入虚拟电厂的质量和安全性。
4.市场注册及变更管理细致鸿牛配资
在市场注册方面，虚拟电厂运营商和其聚合的发、用电户，要按相关规则在交易平台完成注册，交易中心会同相关部门对注册信息进行校核。对于变更要求，分为注册信息变更和聚合能力变更。注册信息如统一社会信用代码等重大信息变化，要在规定时间内向交易中心申请变更；聚合能力如新增、减少聚合资源等情况发生重大变化时，要向负荷管理中心提交变更申请，经审查、校核后，更新相关证书和凭证，并变更市场注册信息。这样细致的管理，能确保虚拟电厂在市场中的运营始终处于规范状态。
5.丰富市场交易管理
虚拟电厂运营商可参与多种交易类型，包括需求侧市场化响应、电力中长期市场、电力现货市场和电力辅助服务市场等。在代理关系建立上，要与聚合资源签订代理协议。参与需求侧市场化响应时，要根据电网企业发布的信息组织聚合资源响应，并合理确定补偿标准。参与电能量交易，现阶段在中长期市场参照售电公司要求执行，适当放宽签约电量比例限制，同时完善参与现货市场机制。参与辅助服务交易方面，要加快推进市场向虚拟电厂开放，完善交易品种和技术要求，建立考核机制。这些交易管理规定，为虚拟电厂在市场中发挥作用提供了明确的路径和规则。
6.结算管理清晰
结算原则上，以电网企业计量装置数据为依据，按市场交易规则以发、用电户号为单元进行计量、监测、结算，虚拟电厂运营商及聚合发、用电户公平承担分摊费用。结算方式上，交易中心负责出具结算依据，费用分别结算至虚拟电厂运营商账户和聚合发、用电户账户。同时，明确了结算考核规则，虚拟电厂运营商要遵守相关考核规则，承担考核费用。清晰的结算管理，能保障各方的经济利益，促进虚拟电厂市场的健康发展。
7.运行管理严格
运行要求上，虚拟电厂运营商及聚合发、用电户要承担电网安全义务，配合开展应急演练，在突发情况影响电力系统安全时，要接受调控中心统一指挥。监测评估方面，虚拟电厂要按月提交聚合资源清单和变更申请，相关部门组织开展调节能力评估，对不合格的要重新校核，对影响电力市场交易或电网运行安全的，要限期整改，整改期间暂停交易，未完成整改的将被强制退出。运营维护上，运营商要加强安全管理，落实技术监督，建设网络安全防护体系，定期维护软、硬件设备，确保系统平稳可靠运行。严格的运行管理，是虚拟电厂稳定运行的重要保障。
8.退出管理明确
虚拟电厂运营商退出电力市场分为自愿退出和强制退出。自愿退出流程参照相关办法执行，申请退出前要履行完或转让所有有效期合约。强制退出则针对隐瞒情况获取注册资格、实际运行能力不达标、严重违反运营规则、依法被撤销等多种情形，被强制退出后再次入市需重新注册。明确的退出管理，能净化市场环境，保障市场的公平和健康。
三、增量项目相关政策解读
1.项目范围
增量项目指的是2025年6月1日起投产的新能源项目。与存量项目以2025年6月1日为时间节点区分开来。比如鸿牛配资，2025年6月1日之后新建并投产的海上风电项目，就属于增量项目的范畴。
2.竞价时间
竞价时间有明确的安排，每年都会组织已投产和次年内投产、且未纳入过机制执行范围的增量项目参与增量项目机制竞价。2025年10月份开展增量项目的首次竞价，这次竞价主体范围为2025年6月1日至2026年12月底全容量并网的集中式、分布式新能源项目，但不包括那些已明确电价的竞争性配置项目。往后每年10月都会开展下一年的增量项目机制竞价工作。这样的时间安排，给了项目明确的参与市场竞争的时间节点，也有助于市场有序运行。
3.竞价分类
综合考虑建设成本和运行特性的差异，初期把增量项目分为海上风电项目、陆上风电项目和光伏项目三类。海上风电项目单独组织竞价，因为它的建设成本、运行特性等和陆上项目有较大区别。而陆上风电项目和光伏项目则统一组织竞价。在同一竞价场次的新能源项目，执行相同的机制电价水平和期限。要是项目不参与竞价，那就视为不参与机制，也就享受不到相应的政策优惠了。
4.电量规模
首次竞价电量规模与2025年新能源非市场化比例适当衔接。在2025年6月1日至2026年12月31日期间新建投产的海上风电项目，按年上网电量的80%确定参与竞价的电量规模；陆上风电和光伏项目则按年上网电量的75%确定。以后每年新增纳入机制的电量规模，会根据海南省完成国家下达的非水可再生能源消纳责任权重情况及用户承受能力等因素动态调整。而且，为了引导新能源充分竞争，竞价时还设置了申报充足率下限。在价格出清前会开展申报充足率检测，如果竞价主体申报电量规模无法满足申报充足率下限要求，竞价电量总规模就会自动缩减，直到满足要求为止。
申报充足率的计算公式是：申报充足率=∑该场次竞价主体申报电量/该场次竞价电量总规模。
5.竞价电量上限
单个项目申报电量规模不能高于其全部上网电量。在2025年竞价的时候，暂时按照其全部上网电量的85%进行申报。以后每年，单个项目申报电量上限比例会在发布竞价通知的时候明确。比如说，一个光伏项目预计全年上网电量是100万千瓦时，在2025年参与竞价时，最多只能申报100×85%=85万千瓦时的电量。
6.机制电价竞价上下限
竞价上限的确定综合考虑了合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素，最高不能高于0.4298元/千瓦时。初期，竞价下限可以按照最先进电站造价水平（仅包含固定成本）折算度电成本（不含收益）来确定，后续会根据实际情况看是否取消。在分类组织竞价时，每类项目的竞价上下限是相同的。具体来说，海上风电项目的竞价范围是0.35元/千瓦时-0.4298元/千瓦时；陆上风电项目和光伏项目的竞价范围是0.20元/千瓦时-0.3998元/千瓦时。这样的价格区间设置，既考虑了不同项目的成本差异，也为市场竞争提供了一个合理的范围。
7.机制电价
在确定机制电价时，是按照报价从低到高来确定入选项目的。机制电价原则上按照入选项目最高报价确定，但绝对不能高于竞价上限。要是出现价格相同的情况，就按照申报时间优先来确定排序，一直到满足竞价总规模。成交的最后一个项目申报比例可以全额成交。比如说，在一次竞价中，有多个项目参与，A项目报价0.3元/千瓦时，B项目报价0.32元/千瓦时，C项目报价0.3元/千瓦时，假设按照规则，A、B、C项目都入选了，且B项目报价最高，那么这次竞价确定的机制电价就是0.32元/千瓦时（前提是不高于竞价上限）。如果A和C项目报价相同，A项目申报时间更早，那么A项目的排序就更靠前。
8.执行期限
海上风电项目的执行期限是14年，陆上风电项目和光伏项目的执行期限是12年，到期之后就不再执行机制电价了。这意味着在这个期限内，项目可以按照机制电价享受相应的政策优惠，到期后就需要根据市场情况重新调整电价策略了。
本地虚拟电厂项目应该怎么办？
1.提前布局，抢占先机
随着《方案》的出台，四川虚拟电厂市场将迎来快速发展期。本地虚拟电厂项目应抓住这一机遇，提前进行布局。在资源聚合方面，积极与分布式电源、储能设施所有者以及可调节负荷用户沟通合作，签订长期合作协议，优先锁定优质资源。比如，与大型商业综合体合作，将其空调系统等可调节负荷纳入虚拟电厂聚合范围；与分布式光伏电站业主协商，实现光伏电力的有效聚合和调度。同时，加快自身平台建设，提升平台的智能化水平，满足《方案》中对运营商平台的功能要求，确保在市场竞争中占据有利地位。
2.提升技术水平，保障运行稳定
虚拟电厂的核心竞争力在于其技术能力。项目要加大在信息通信技术、智能调度算法、网络安全防护等方面的投入。采用先进的传感器和通信设备，实现对聚合资源的实时监测和精准控制。优化智能调度算法，根据电网负荷变化、新能源发电情况以及市场价格信号，快速、准确地制定资源调度方案，提高资源利用效率和响应速度。加强网络安全防护体系建设，防止黑客攻击和数据泄露，保障虚拟电厂系统的安全稳定运行。
3.积极参与市场交易，拓展收益渠道
根据《方案》，虚拟电厂有多种市场交易途径。项目应深入研究各类市场交易规则，组建专业的市场交易团队，积极参与需求侧市场化响应、电能量市场和辅助服务市场交易。在需求侧市场化响应中，准确把握响应时机和规模，争取获得较高的补偿收益。在电能量市场交易中，通过精准预测电力市场价格走势，合理安排发电和用电计划，实现低买高卖，获取差价收益。在辅助服务市场，充分发挥虚拟电厂调节灵活的优势，为电网提供调频、调峰等辅助服务，增加收益来源。此外，还可以探索开展综合能源服务，如为用户提供节能改造方案、能源管理咨询等，拓展业务范围，提高盈利能力。
4.加强与各方合作，实现协同发展
虚拟电厂的发展离不开与各方的合作。项目要加强与电网企业的沟通协作，及时了解电网运行情况和需求，配合电网进行调度管理，共同保障电力系统的安全稳定运行。与电力市场运营机构保持密切联系，及时掌握市场动态和政策变化，确保自身运营符合市场规则。积极与其他虚拟电厂运营商开展交流合作，分享经验，共同探索创新商业模式和运营策略。同时，与科研机构、高校等合作，开展技术研发和人才培养，提升自身的技术水平和创新能力。例如，与高校合作建立虚拟电厂研究中心，开展前沿技术研究，为企业发展提供技术支持。
四川省《方案》的出台为虚拟电厂发展提供了有力的政策支持和规范引导。本地虚拟电厂项目只要把握机遇鸿牛配资，积极应对挑战，按照上述建设性意见开展工作，就有望在四川虚拟电厂市场中取得良好的发展成果，为四川的能源转型和电力系统稳定运行贡献力量。
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