虚拟电厂是当前国家开展新型电力系统建设，实现双碳目标的一个重要建设方向，虚拟电厂能够实现对分布式能源的响应分配、灵活潜力挖掘、多元负荷预测、实时协调控制，参与电力交易市场和需求响应。
2021年10月国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案的通知》中提出：加快建设新型电力系统。大力提升电力系统综合调节能力，加快灵活调节电源建设，引导自备电厂、传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、虚拟电厂等参与系统调节。首次在国家层面明确虚拟电厂在新型电力系统中的作用。
此后发改委多次发文：鼓励聚合利用不间断电源、电动汽车、用户侧储能等分散式储能设施，结合体制机制综合创新，探索智慧能源、虚拟电厂等多种商业模式、拓宽电力需求响应实施范围，支持用户侧储能等用户侧可调节资源，以及虚拟电厂运营商等参与电力市场交易和系统运行调节，明确虚拟电厂参与电厂的模式。
之后各地高度重视虚拟电厂的建设发展和管理。深圳专门成立了虚拟电厂管理中心，宁夏出台了首个省级虚拟电厂运营管理细则。
2024年伊始，成都印发虚拟电厂建设实施方案（2023—2025年）的通知，更是把虚拟电厂的发展目标和定位进行了展开和明确。成都提出：
2023 年，在智慧蓉城框架下建成成都市虚拟电厂平台主体在智慧蓉城框架下建成成都市虚拟电厂平台主体 —5—架构，重点聚焦商业空调、充（换）电设施、公共照明、通信基站等行业领域建设垂直场景子虚拟电厂，依托成都高新西区虚拟电厂开展区域级子虚拟电厂试点，整体可调节能力达到20万千瓦以上。
2024 年，探索契合成都电力市场和能源发展需求的虚拟电厂运营模式，初步建立虚拟电厂建设及运营规范，在公共建筑、充（换）电设施、数据中心等垂直场景进一步完善子虚拟电厂建设，将虚拟电厂可调节能力提升到80 万千瓦以上。
2025年，虚拟电厂市场化运作模式基本形成，基本实现对分布式电源、储能设施、可调用电负荷等能源资源的“应接尽接”，可调节能力130 万千瓦以上，达到成都电网最大用电负荷的5%，构建形成以虚拟电厂为主导的新型电力系统。
01
聚焦“1”统筹，加快完善顶层设计构建虚拟电厂管理运行体系
① 成立虚拟电厂管理中心
依托成都市负荷管理中心，建立成都市虚拟电厂管理中心，完善虚拟电厂运营管理制度，统筹市级虚拟电厂平台和垂直场景、区域级子虚拟电厂平台建设标准化工作，负责市级虚拟电厂管理平台建设和运行维护，组织开展虚拟电厂用户注册、资源接入、调试管理、接收和执行调度指令、响应监测、效果评估等工作。
② 建设虚拟电厂平台
统一规划虚拟电厂平台的层级架构和功能要求，打造市级虚拟电厂平台，联动指挥调度垂直场景、区域级子虚拟电厂平台。
垂直场景子虚拟电厂平台按行业领域分类建设，在公共建筑、充（换）电设施、通信基站、公共照明、储能电站等聚合接入条件较好的行业先行建设，逐步向其他行业覆盖。
区域级子虚拟电厂平台以成都高新西区虚拟电厂为样板，各区（市）县根据实际需求负责区域级子虚拟电厂平台的部署和接入工作，主要聚合区域内行业领域、分布式电源、工商企业等可调节资源。
垂直场景、区域级子虚拟电厂平台应具备资源聚合代理、弹性负荷响应、用户能源服务等功能。
③ 探索虚拟电厂运营机制
综合考虑用电负荷对经济社会贡献程度，按照“弹性负荷响应节约优先、需求侧市场化响应引导、负荷管理有序用电保底”模式梯次实施。
按照“灵活资源优先、响应容量优先”原则分类分级明确响应类别、响应能力、响应顺序、响应流程，通过发布日前邀约、小时级响应、分钟级响应等负荷响应需求，将供电缺口有序分解到垂直场景、区域级子虚拟电厂。
对应较小负荷缺口，以科学用电、节约用电为导向，鼓励工商业用户纳入弹性负荷响应资源库。
对应较大负荷缺口，以电网最大用电负荷5%左右的需求侧市场化响应能力为目标，引导具备条件的电力用户纳入需求侧市场化响应资源库。
强化极端条件下负荷管理安全底线，原则上未主动参与弹性负荷响应和需求侧市场化响应的电力用户将被纳入负荷管理资源库，交由市电力负荷管理中心执行。
市级虚拟电厂管理中心根据响应类别、响应速度制定分级计价标准，对弹性负荷响应进行认定和结算。
需求侧市场化响应暂按现有规定认定和结算。
④ 构建虚拟电厂标准规范体系
◆ 研究制定虚拟电厂管理规范，明确市级虚拟电厂、垂直场景子虚拟电厂、区域级子虚拟电厂运营主体权责边界、衔接机制和管理要求。
◆ 研究制定虚拟电厂技术规范，明确虚拟电厂平台接入标准，包括调节能力、调节时长、采集终端、网络安全、数据规则、接口规范、响应能力验证与测试、子虚拟电厂平台功能要求等技术要求。
◆ 研究制定虚拟电厂响应工作实施细则，明确负荷响应适用范围、启动条件、组织方式、基线计算、响应认定、结算机制、资金来源等内容。
02
聚焦“2”支撑，加快资源建设接入夯实虚拟电厂调度基础
① 构建电源端资源支撑体系
逐步推进新型储能、分布式光伏、天然气分布式发电等电源类项目接入虚拟电厂平台。
大力发展新能源，加快推动具备应用条件的区域和金堂整县分布式光伏开发建设。推动多能互补，在具有冷热电三联供需求的园区发展建设天然气分布式发电项目，力争2025年建成装机规模6万千瓦以上。
加快新型储能设施建设，聚焦重点场所及重点用户电力保供需求，围绕迎峰度夏（冬）局部区域供需形势偏紧、主变重过载、低电压等供电可靠性问题，优先在重点短板明显区域推动新型储能试点项目落地，力争2023年建成新型储能装机达到10万千瓦以上，2024年建成新型储能装机达到50万千瓦以上，2025年建成新型储能装机达到100万千瓦以上。
② 构建负荷端资源支撑体系
按照分级分类原则，推动行业领域垂直场景的负荷资源统一汇总至虚拟电厂平台形成可调节资源库。
各区（市）县负责本地区可调节资源摸排工作，建立常态化可调节资源排查机制，重点聚焦工业生产、商业空调、公共机构等领域可调节资源，结合充（换）电设施、5G基站等新兴用能形式，收集用能负荷、可调节设备、可聚合容量、响应方式、响应时长等关键信息。
优先接入充（换）电设施、商业空调、公共照明等可调节负荷，鼓励国有企事业单位可调节资源率先接入虚拟电厂平台，推动工业企业、商业空调、公共机构等可调负荷资源应接尽接。
03
聚焦“N”领域，有序实施虚拟电厂示范项目建设
① 建设垂直场景子虚拟电厂
公共建筑领域，接入公共建筑的中央空调、照明等灵活可调节资源，逐步推动公共建筑的能源智慧化升级改造。
充（换）电设施领域，新建充电设施应具备功率调节能力或充电、停电控制功能，鼓励充电桩实施智能化改造，通过车网双向互动、群管群控、峰谷充电套餐等方式提高充（换）电设施智能有序用电能力。
通信基站领域，聚合通信基站储能系统，在不影响基站正常运行的情况下调节基站储能功率，实现通信系统和电力系统资源利用率的双向提升。
公共照明领域，对于接入市政道路、轨道交通等公共设施的照明资源，逐步采用亮度调节、分组控制等方式提升照明资源的可调节能力。
储能电站领域，接入电网侧独立储能电站，精准调用参与削峰填谷及应急保供，为独立储能电站提供更多的商业模式。
数据中心领域，鼓励数据中心根据尖峰电价政策优化工作时段，在不影响算力响应需求的前提下推动算力与电力错峰运行。
其余领域子虚拟电厂根据实际情况适时建设。
② 建设区域级子虚拟电厂
按照行政区划建设区域级子虚拟电厂平台，接入区域内分布式电源、工商企业等可调节资源，并为工商企业提供用电监测、基线查看、响应申报、响应结算等服务。
支持有条件的区（市）县根据地区实际需求自主建设区域级子虚拟电厂平台，便于实现工商企业的接入和管理，为工商企业提供多样化的能源管理服务。
区域级子虚拟电厂一般为邀约型，区域级子虚拟电厂平台接收市级虚拟电厂平台发布的供电缺口后，启动弹性负荷响应邀约，引导区域内工商企业主动参与弹性负荷响应。
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