2026年4月10日，安徽省能源局发布《安徽省虚拟电厂建设运营管理实施方案（征求意见稿）》，面向社会公开征求意见。这一省级管理方案的出台，标志着安徽省虚拟电厂发展从政策引导迈入系统化、规范化管理的新阶段。在国家“双碳”目标和新型电力系统建设的宏观背景下，虚拟电厂作为聚合分布式资源、提升电力系统灵活性的关键抓手，正迎来政策红利与市场需求的双重机遇。本文从参与规则、交易申报、结算原则、支持政策、安徽试点及全国比较六个维度，全面解析安徽虚拟电厂的制度设计与实践进展。

一、参与规则要求：明确主体地位与行为边界

安徽省方案对虚拟电厂参与各类市场和电力需求响应作出了系统性规则安排。

主体资格与独立地位。虚拟电厂可作为独立经营主体参与电力中长期、现货、辅助服务等各类市场和电力需求响应，具体根据国家、华东区域及安徽省相关电力政策文件及交易规则执行。运营商须是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体，并满足安徽相应电力市场规则规定的准入条件。

交易单元分类管理。方案按照聚合资源类型将虚拟电厂分类建立市场交易单元：对分布式电源等“电源型”资源建立发电交易单元；对充换电设施、工商业可调负荷等“负荷型”资源建立用电交易单元；对台区储能等“混合型”资源分别建立发电交易单元和用电交易单元。各交易单元分别参与各类市场，用电交易单元视同用电主体，发电交易单元视同发电主体。这一分类设计解决了混合资源在电能量市场中的计量与结算难题。

代理关系约束。同一合同周期内，同一类型电力市场下，同一被聚合用户原则上仅可与一家代理服务机构（包括售电公司、虚拟电厂等）建立代理服务关系。在建立代理服务关系前，被聚合用户需告知各代理服务机构自身的代理关系现状，确保代理关系公开透明、多方知情。此规则旨在防止“一鱼多吃”引发的权责混乱。

参与顺序约束。电力需求响应启动期间，虚拟电厂须优先参与电力需求响应。虚拟电厂参与省内、区域电力市场或电力需求响应时，应优先保障省内调节需求，鼓励利用多余调节能力参与区域电力市场。这体现了电力保供的属地优先原则。

二、交易申报要求：分类申报、节点分解、平台分离

虚拟电厂在参与不同市场时须严格按照以下申报规则执行。

现货申报的节点分解。虚拟电厂参与现货申报时，应将不同出清节点（原则上不超出220千伏变电站供电区域）下的聚合资源分别建立发电或用电交易单元进行单独申报。各交易单元须按节点范围分解聚合资源，分别申报其发电能力和负荷调节能力。这一要求保证了出清价格的节点精度，避免了跨节点申报导致的阻塞管理失真。

申报平台的分类使用。虚拟电厂参与各类市场和电力需求响应，须根据相应规则分别在电力交易平台、省级平台上进行申报。省级平台主要负责需求响应、能力校核和运行监测类申报；电力交易平台负责中长期、现货和辅助服务等市场化交易申报。两平台分工协作，兼顾了运行安全与市场竞争。

现货市场出清方式选择。参照安徽电力现货电能量市场交易实施细则，“报量报价”的虚拟电厂可在申报时选择出清方式：（1）仅参与现货电能量市场出清；（2）仅参与调频市场出清；（3）若现货电能量市场未中标，参加次日调频市场出清。虚拟电厂交易单元还可选择以“报量报价”（具备上网电力预测上报条件、独立的AGC控制功能）参与现货市场，或选择“不报量不报价”，作为价格接受者参与现货市场。多样化的出清路径降低了中小运营商的参与门槛。

绿电交易特殊要求。现阶段参与绿电交易的虚拟电厂与售电公司在同一笔交易中不得为同一法人；参与交易前应提交履约担保，履约担保额度参照售电公司标准。集中式新能源和分布式电源参与绿电交易前需提供国家能源局可再生能源发电项目信息管理平台建档立卡和国家绿证核发交易系统绿证核发相关证明材料。

三、结算原则：户号计量、分类结算、公平考核

安徽省方案对虚拟电厂费用结算作出系统性安排，形成“计量—结算—考核”闭环。

结算依据——以户号为基础。运营商及被聚合用户的费用结算原则上以电网企业计量装置数据为计量依据，按照相关电力政策文件及交易规则以被聚合用户户号为单元进行计量（上网电量和下网电量分别计量）、监测、结算。每一户号的上网和下网电量独立计量、互不混淆，为收益分割提供了精确的数据基础。

结算方式——分类直达。省电力交易中心、省电力公司根据运营商签订的代理协议约定条款，负责向运营商和被聚合用户出具结算依据。运营商相关费用结算至企业财务账户，被聚合用户收益结算至发、用电电费户号或相关财务账户。这种结算路径兼顾了运营商作为交易主体的企业属性与被聚合用户作为资源方的终端属性，收益直达用户电费户号也降低了结算风险。

结算考核——公平分摊。运营商及被聚合用户应遵守各类市场的考核规则，公平承担市场运营考核费用、不平衡资金等，按照上、下网电量分别计算分摊费用。因市场交易规则、交易价格等政策变化或不可抗力引起的偏差，导致结算费用需要调整的，由省电力公司按照相应市场规则予以退补。考核规则与市场规则同步，避免了因政策变动给运营商带来超额负担。

四、支持政策：等级挂钩、差异激励、优先推荐

安徽省为激励虚拟电厂高质量发展，制定了多层次的差异化支持政策，核心是将激励与虚拟电厂等级评定结果直接挂钩。

A级虚拟电厂的政策红利。省能源局对等级评定为A级的虚拟电厂，直接纳入全省虚拟电厂重点推广项目目录，优先推荐申报国家新型电力系统试点等。进入省级重点推广目录，意味着在项目融资、用地协调、电网接入等方面可获得更多政府协调支持。

A级与B级虚拟电厂的市场激励。省电力交易中心会同省电力调度中心对等级评定为A级、B级的虚拟电厂，在市场结算中可适当放宽其相关收益回收系数，在电力市场信用评价中适当予以奖励加分，并纳入相关市场规则予以明确。收益回收系数放宽意味着运营商可以留存更多市场收益，信用加分则有助于降低履约担保额度、提升市场信誉。

等级评定的引导作用。等级评定结果还将在省级平台和电力交易平台上进行公布，有助于优质虚拟电厂在市场中建立品牌声誉，吸引更多被聚合用户选择合作。同时，对连续两年等级评定为D级的虚拟电厂，按强制退出程序处理，形成了“优胜劣汰”的市场化筛选机制。

五、安徽试点情况：多点开花、全域联动、跨省突破

安徽省虚拟电厂建设已形成“省级方案引领、市域中心先行、企业项目落地、跨省交易突破”的发展格局。

省级方案征求意见。2026年4月10日，安徽省能源局发布《安徽省虚拟电厂建设运营管理实施方案（征求意见稿）》，向社会公开征求意见，截止时间为2026年5月10日。方案明确了各方职责、建设接入、注册变更、交易结算、运行安全及评价退出等全流程管理框架。

市域试点率先破局。2025年3月，铜陵市虚拟电厂管理中心正式挂牌成立，成为安徽省首个虚拟电厂管理中心，聚合了分布式光伏、用户侧储能、充电站（桩）、5G基站备用电源、楼宇空调、工业可调负荷等6类资源共5.03万千瓦，最大可调能力超过1.07万千瓦。同月，宣城市虚拟电厂管理中心经批复成立并投入运营，成为安徽省首家实体化运作的虚拟电厂管理机构。宣城全域虚拟电厂平台聚合资源容量达100.28万千伏安，可调节负荷13.9万千瓦，已形成规模化资源聚合效应。

企业项目加速落地。2025年9月，淮河能源虚拟电厂项目通过终验，正式迈入规模化运营阶段，总聚合容量约216MW，深度联动27家需求响应代理用户，覆盖煤矿开采、充换电服务等重点行业。此外，阜南县、潜山市、安庆市宜秀区等地也相继启动虚拟电厂建设项目，涵盖分布式光伏、储能系统、充电桩及数字能源综合管理平台等多元内容。

跨省交易实现突破。2025年8月，安徽虚拟电厂首次参与长三角绿电交易。国网华东分部专项组织安徽虚拟电厂聚合分布式电源向上海输送绿电，成交电量达2.8万千瓦时。宣城全域虚拟电厂参与长三角省间绿色电力集中竞价并中标，完成全省首例虚拟电厂聚合分布式资源参与长三角电力市场绿电外送交易，标志着安徽虚拟电厂从单一省内交易主体升级为长三角绿色电力协同发展的重要参与者。

六、其他省份虚拟电厂政策及实施情况

在全国范围内，各省份立足自身资源禀赋和电力市场发展阶段，逐步形成了差异化的虚拟电厂发展路径。截至2026年2月，全国已有15个省份发布虚拟电厂参与电力市场实施细则，12省出台电力中长期交易配套政策，超过430家虚拟电厂运营商完成注册。政策趋势正从“鼓励入市”转向“规范运营”，对预测能力、响应时间、数据采集密度提出硬性指标。

（一）广东：市场化程度最高，规则最为精细

广东是我国虚拟电厂市场化发展最为成熟的省份。2025年6月底，广东正式发布虚拟电厂参与市场交易配套规则，支持虚拟电厂“报量报价”参与现货交易。在注册管理上，广东按资源属性分为负荷型与发电类虚拟电厂，负荷型虚拟电厂聚合具备调节能力的用户的全部电量，以电力用户身份办理市场注册；发电类虚拟电厂则聚合具备独立上网关口的分布式光伏、分散式风电和分布式独立储能等资源，以发电项目为交易单元办理市场注册。首批发电类虚拟电厂——来自深圳、佛山、中山等地，总容量约33兆瓦的5家虚拟电厂交易单元，已正式参与电力现货市场交易。广东110千伏以下分布式新能源以发电类虚拟电厂身份亮相现货市场，全省新能源直接入市规模超3300万千瓦，约占全省风电、光伏总装机容量的40%。广东已完成4批共47家虚拟电厂运营商审核、公示，产业价值链正在形成。

（二）江苏：强规划重项目，明确百个项目清单

江苏突出规划引领和项目落地。省发改委发布《关于促进我省虚拟电厂高质量发展的通知》（苏发改能源发〔2025〕1198号），提出到2030年力争虚拟电厂调节能力达到500万千瓦以上，并重点建设首批100个虚拟电厂项目。南京鼓楼区三家链主企业的虚拟电厂项目成功入选，累计聚合容量达110.23万千瓦。江苏首创“省级市场运作+市县级管理协调+园区企业级服务”的三级管理体系，2024年11月首个市级虚拟电厂管理中心在常州揭牌，目前已接入13家虚拟电厂、3508户用户，聚合容量达58.67万千瓦。2024年12月南京市虚拟电厂管理中心成立，成立当天就有12家企业通过虚拟电厂参与江苏电力现货市场第六次结算试运行。江苏提出自2026年3月1日起，聚合商主体类型所属的聚合服务关系将自动切换至虚拟电厂主体类型，逾期未完成注册的聚合关系将自动解除。苏州已建成10余个虚拟电厂和平台，调节能力居全国前列。

（三）浙江：探索新型主体入市，构建供需互动体系

浙江注重政策引导与市场机制协同推进。《2026年浙江电力现货市场运行方案》明确，适时探索引入虚拟电厂等新型主体参与现货市场运行。浙江入选国家能源局首批“新型电力系统建设能力提升试点”的三个项目中，包括“浙江省虚拟电厂与电网市场化供需互动项目”（国网杭州供电公司）。杭州创新推出“市级平台+区县子站”架构，通过“一码接入”将商业空调、充电桩、算力中心等海量小微终端接入资源池，累计签署214份代理协议，凝聚起向上508兆瓦、向下430兆瓦的调节能力。浙江还在探索“源网荷储”协同新生态，衢州市龙游经济开发区共享储能项目入选国家首批新型电力系统建设能力提升试点。

（四）山西：现货市场先发优势，虚拟电厂入市先行

山西凭借全国首个正式运行的电力现货市场，在虚拟电厂商业化运营方面走在前列。山西电力现货市场于2023年12月在全国率先由试运行转入正式运行。2023年，山西首批虚拟电厂入市交易。2026年1月，山西电力交易中心公示2026年第一批拟参与山西电力市场虚拟电厂——国晶新能源有限公司虚拟电厂完成注册入市申请审核。山西允许虚拟电厂参与电力中长期、现货及辅助服务市场，并对灵活性调节能力给予补偿，还允许电源和负荷非同一投资主体分别注册，以“源荷类”虚拟电厂身份聚合参与交易。山西在推进数字经济全面发展实施方案（2026—2028年）中提出加强负荷侧用能特征分析，适应分布式新能源、虚拟电厂等接入需要。

（五）上海：超大城市精细化管理，多元资源聚合

上海突出超大城市负荷特性和精细化管理能力。《上海市用户侧虚拟电厂建设实施方案（2025-2027年）》提出构建“1+5”超大城市虚拟电厂运行管理体系，即“一个虚拟电厂运管平台+五类城市特色资源”（空调负荷、充换电站、新型储能、数据中心、工业负荷）。到2025年，全市虚拟电厂可调能力达到110万千瓦；2026年、2027年分别达到160万千瓦、220万千瓦。上海运营商数量已超过55家，管理颗粒度全国领先，重点挖掘商业楼宇、数据中心等优质可调资源，推动楼宇级负荷响应。上海方案明确了完善虚拟电厂运管平台、提升聚合商数字化能力、强化虚拟电厂智能化建设等重点任务，并通过完善价格激励政策和参与电力市场机制进一步强化支持。

（六）其他省份动态

四川构建“1+N”管理服务体系，目标2026年调节能力达到200万千瓦（约占四川电网最大用电负荷3%）。山东、宁夏、湖南、甘肃等十余省市集中发布电力市场相关规则，储能、虚拟电厂、绿电直连等新型主体参与市场的路径全面明确。在“十五五”规划层面，黑龙江、安徽、湖南、江苏无锡等多省份明确鼓励发展虚拟电厂。山东聚焦源、网、荷、储协同发力，多措并举促进新能源消纳。

七、展望：安徽虚拟电厂的差异化路径

对比各省实践，安徽的独特优势在于：承东启西的区位优势使其天然成为长三角电力互济的枢纽；新能源富集区（皖北）与负荷密集区（皖中、皖南）并存，为“新能源+储能”协同型和“可中断负荷”型虚拟电厂提供了丰富的资源场景；省级方案在制度设计上吸收了兄弟省份经验，同时在能力校核、等级评定、结算规则等方面作出了创新安排。

未来，随着省级管理方案的正式落地，安徽省虚拟电厂将加速从“试验探索”迈向“规模应用”。在“政府引导、市场主导、企业参与”的原则下，依托省级虚拟电厂运营管理平台和省市两级负荷管理中心，安徽有望在长三角虚拟电厂协同发展中占据重要一席，为新型电力系统建设和“双碳”目标实现贡献“安徽方案”。

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