6月25日，四川省发改委、能源局联合下发《四川省虚拟电厂建设运营管理实施方案》。文件要求，按照“政府部门主导、电网企业服务、运营主体实施、聚合资源参与”的工作原则，构建“1+N”虚拟电厂管理服务体系。依托新型电力负荷管理系统建设1个省级虚拟电厂运营管理平台，与电力交易平台、电网调度控制系统以及各虚拟电厂运营商平台互联，为全省N个虚拟电厂提供运营商平台接入、资格审核、能力校核、运行监测、运行效果评价等服务工作，实现全省虚拟电厂的统一管理、统一服务。

到2027年，虚拟电厂管理与市场交易机制不断深化，全省虚拟电厂规范化、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%，充分发挥虚拟电厂在增强电力保供能力、促进新能源消纳、完善电力市场体系方面的重要作用。

其中，虚拟电厂运营商主要需要注意内容如下：

市场交易

虚拟电厂运营商可参加的交易类型主要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。

参与需求侧市场化响应：虚拟电厂根据电网企业发布的需求响应范围、容量需求、响应时段等信息，组织聚合资源参与响应。合理确定需求响应补偿标准，反映虚拟电厂调节价值。

参与电能量交易：虚拟电厂在电力中长期市场和现货市场开展购售电业务，应具备售电公司资质。现阶段，虚拟电厂参与中长期市场参照售电公司有关要求执行，并适当放宽虚拟电厂中长期签约电量比例限制。完善虚拟电厂参与现货市场机制，合理确定结算周期，适当拉大现货市场限价区间。

参与辅助服务交易：加快推进辅助服务市场向虚拟电厂开放，针对虚拟电厂特点完善交易品种和技术要求。建立完善适应虚拟电厂发展阶段的考核机制，激发虚拟电厂调节能力。

虚拟电厂运营商要参与市场交易需要经过以下步骤：

自建、购买、租赁虚拟电厂运营商平台→向负荷管理中心提交接入申请→通过资质审核→完成通信信息测试→15日内完成聚合资源信息入炉和聚合协议上传→负荷管理中心完成资源信息校核并生成数字能力证书→10日内确定专业检测机构→出具能力校核报告→负荷管理中心颁发《虚拟电厂调节能力核验凭证》→向省能源局书面报告建设情况→与负荷管理中心签订负荷确认协议和平台接入协议→接入省级运营平台→与调控中心签订并网调度协议→接入电网调度控制系统→在交易平台完成注册→与聚合资源签订相关代理协议→参与电视现货市场、辅助服务市场。

结算管理

虚拟电厂运营商及聚合发、用电户的费用结算以电网企业计量装置数据为计量依据，按照四川省电力市场交易规则以发、用电户号为单元进行计量（上网和下网电量分别计量）、监测、结算。虚拟电厂运营商及聚合发、用电户公平承担市场运营费用等相应分摊费用，按照上、下网电量分别计算。

交易中心根据虚拟电厂运营商签订的代理协议约定条款，负责向虚拟电厂运营商和聚合发、用电户出具结算依据。虚拟电厂运营商相关费用结算至虚拟电厂运营商账户；聚合发、用电户收益分别结算至发、用电账户，相关费用在电费账单中列示。

虚拟电厂运营商应遵守需求侧市场化响应、电能量市场和辅助服务市场等相关考核规则，承担相应考核费用。

政策支持

各级政府和各行业管理部门要主动研究虚拟电厂在绿色低碳减排、行业发展、能源保供等方面的促进作用，因地制宜出台虚拟电厂支持性政策，有序引导虚拟电厂申报国省市等相关政府资金，鼓励企业配建储能、光伏等分布式资源，提升虚拟电厂灵活调节能力。

积极推动建立虚拟电厂综合评价体系，对虚拟电厂资源聚合能力、调节性能、调节效果、交易能力开展综合分析评价，对评价结果较好的虚拟电厂给予相关政策支持，引导全省虚拟电厂高质量发展。

鼓励相关企业积极投资虚拟电厂，支持虚拟电厂围绕资源聚合等领域开展关键技术攻关，持续提升虚拟电厂调节性能和运行控制水平。

引导虚拟电厂丰富商业模式，开展业务创新，提供节能服务、能源数据分析、能源解决方案设计、碳交易相关服务等综合能源服务，拓宽收益渠道。