6月16日，陕西省发展和改革委员会国家能源局西北监管局印发《创新支持虚拟电厂参与电力市场促进高质量发展实施方案》、《陕西省服务虚拟电厂建设运营实施方案》。
标志着西北地区规模最大的虚拟电厂市场机制正式落地。在新能源装机占比突破45%的陕西电网，这一制度创新正悄然改写区域能源治理逻辑。
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。政策组合拳明确，陕西省内的虚拟电厂运营商将需求侧可调节负荷、分布式电源、独立储能等各类分散资源聚合后形成虚拟电厂，作为整体参与电力市场。
虚拟电厂聚合资源应为具有电网企业独立营销户号、在电力交易平台注册的经营主体。现阶段主要聚合分布式光伏、分散式风电、独立储能等未直接调管的分布式资源和具备负荷调节能力的市场化用户。由电力调度机构直接调度管理的发电及储能资源不纳入聚合范围。虚拟电厂不得跨省级电网控制区聚合资源。
其中《创新支持虚拟电厂参与电力市场促进高质量发展实施方案》规定：负荷类资源为执行我省工商业用电价格且具备调节能力的电力用户（含其内部配置储能），包括但不限于配置分布式电源、用户侧储能的电力用户、电动汽车充电设施、蓄热蓄冷、常规工业可调节负荷、商业楼宇用户等。电力用户经电网企业认定接入节点处于配网明显阻塞区域的，不参与虚拟电厂聚合和调节。独立储能类资源为符合《陕西省新型储能参与电力市场交易实施方案》（陕发改运行〔2024〕377号）有关要求、接入电压等级在10千伏（不含）以下的分布式储能。
在建设内容上，虚拟电厂运营商应建设技术支持系统并具备信息处理、运行监控、业务管理、计量监管、聚合调节等功能，满足网络安全防护等相关技术要求。虚拟电厂聚合资源总调节容量不低于5MW，且同一市场出清节点（一般为330千伏及以上电压等级母线）调节容量不低于0.5MW，持续调节时间不小于1h。
在运行管理上，虚拟电厂聚合的分布式光伏、储能等各类调节资源应满足相应资源种类的涉网技术性能标准及并网管理要求。当电网发生紧急供需失衡或设备重过载等运行安全问题时，虚拟电厂聚合资源应按照调度管理规程、超计划用电限电及事故限电方案、有序用电方案、应急预案等，承担电网平衡及安全义务，严格执行调度指令，虚拟电厂运营商不得干扰调度指令传达和执行。
在结算管理上，虚拟电厂运营商和聚合电力用户电费结算以省电力公司计量装置数据为结算依据，虚拟电厂运营商参与需求响应业务，按照陕西省电力需求侧管理有关规定开展费用结算；参与电力中长期、电力现货市场和电力辅助服务市场，按照陕西电力市场交易规则开展费用结算，同时公平承担市场运营费用、不平衡资金等，按照上、下网电量分别计算分摊费用。虚拟电厂运营商不得以同一调节行为同时获取多重市场收益。
两个文件原文如下：
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