8月15日，河北省发展和改革委员会发布关于公开征求《河北省虚拟电厂建设运营实施意见》《河北省虚拟电厂建设运营管理办法（暂行）》意见的公告。
《河北省虚拟电厂建设运营实施意见》提出，结合河北实际，坚持市场驱动，推动出台虚拟电厂相关支持政策，完善市场化运营管理机制，建立虚拟电厂支持平台和应用规范，鼓励各类主体参与虚拟电厂投资、建设和运营，加快推动虚拟电厂规范化、规模化、常态化、市场化发展。到2027年，虚拟电厂建设运行管理机制成熟规范，参与市场机制健全完善，虚拟电厂调节能力达到200万千瓦。到2030年，虚拟电厂应用场景进一步拓展，各类商业模式创新发展，以市场化方式为主开展常态化运营，全省虚拟电厂调节能力达到300万千瓦以上。
持续丰富商业模式。探索完善与虚拟电厂调节能力相关的市场模式，支持公平参与各类市场获益。引导虚拟电厂开展业务创新和多元化增值业务，提供节能提效、能源数据分析、能源解决方案设计、碳交易等综合服务，拓宽收益渠道。
完善参与辅助服务市场的机制。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。完善辅助服务市场交易和价格机制，公平设定各类辅助服务品种申报价格上限，逐步放开虚拟电厂参与华北电力调峰辅助服务市场规模限制。
修订需求响应市场运营规则。明确虚拟电厂市场主体地位。按照“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”原则，合理调整虚拟电厂补偿标准、分摊机制，引导持续提升资源聚合规模及响应水平。研究需求响应市场与现货市场、辅助服务市场衔接机制，满足虚拟电厂参与各类交易的时序衔接和交易结算一致性要求。
《河北省虚拟电厂建设运营管理办法（暂行）》提出，第一条虚拟电厂按聚合资源分为负荷型和电源型、混合型三类。负荷型虚拟电厂聚合资源为具备可调能力的电力用户；电源型虚拟电厂聚合资源为未纳入调度直调的分布式发电资源。混合型虚拟电厂聚合资源包括未纳入调度直调的分布式发电、储能和可调负荷资源，并根据资源特性建立电源、负荷和双向调节不同类型交易单元参与市场交易。按响应时效性分为日前响应型、日内响应型、直控型虚拟电厂三类，分别具备日前、小时、实时级调节响应能力。
现阶段，虚拟电厂聚合可调节容量应不低于5MW，持续调节时间不小于1小时，参与现货市场的虚拟电厂单一交易单元的可调节容量应不低于1MW。
原文如下：
关于公开征求《河北省虚拟电厂建设运营实施意见》《河北省虚拟电厂建设运营管理办法（暂行）》意见的公告
为深入贯彻落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，落实国家发展改革委、国家能源局《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》（国能发法改〔2024〕93号）、《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号）要求，支持虚拟电厂健康发展，我委起草了《河北省虚拟电厂建设运营实施意见》《河北省虚拟电厂建设运营管理办法（暂行）》，现将征求意见稿予以公告，向社会公开征求意见，欢迎各界人士积极提出意见建议。此次公开征求意见时间为2025年8月16日至2025年9月16日，各界人士可通过信函、电话或者电子邮件等方式提出意见。电子邮箱:dlb@hbdrc.gov.cn
信函邮寄地址:河北省石家庄市桥西区自强路55号省发改委经济运行局，邮政编码:050000，邮件标题请注明“河北省虚拟电厂建设运营征求章见”字样。
联系电话: 0311-88600095
感谢您的参与和支持!
附件1
河北省虚拟电厂建设运营实施意见
（送审稿）
为深入贯彻落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，落实国家发展改革委、国家能源局《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》（国能发法改〔2024〕93号）、《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号）要求，支持虚拟电厂健康发展，结合河北实际，制定本实施意见。
一、背景意义
随着新型电力系统快速发展，源荷双侧随机特性凸显，电力系统安全稳定运行压力加大，春秋季负荷低谷新能源消纳受限、冬夏季负荷高峰时段性供应紧张问题持续存在，对电力系统灵活性调节能力提出更高要求。
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。
虚拟电厂对增强电力保供能力、促进新能源消纳、完善电力市场体系具有重要作用。在系统运行方面，可提供调峰、调频、备用等多种调节服务。在需求侧管理方面，可组织负荷资源开展需求响应。在市场交易方面，可聚合分散的资源参与市场交易。
二、工作目标
结合河北实际，坚持市场驱动，推动出台虚拟电厂相关支持政策，完善市场化运营管理机制，建立虚拟电厂支持平台和应用规范，鼓励各类主体参与虚拟电厂投资、建设和运营，加快推动虚拟电厂规范化、规模化、常态化、市场化发展。到2027年，虚拟电厂建设运行管理机制成熟规范，参与市场机制健全完善，虚拟电厂调节能力达到200万千瓦。到2030年，虚拟电厂应用场景进一步拓展，各类商业模式创新发展，以市场化方式为主开展常态化运营，全省虚拟电厂调节能力达到300万千瓦以上。
三、重点任务
（一）建立健全运行管理制度
1.制定并滚动完善虚拟电厂管理政策。编制《河北省虚拟电厂运营管理办法（暂行）》，细化规范虚拟电厂的市场成员职责、建设接入、能力测试、评估评价等工作流程和管理要求。电网企业及时收集执行过程中遇到的问题，结合实际动态修编，报河北省发展改革委审核备案后执行。
2.明确虚拟电厂技术规范。细化虚拟电厂并网和运行技术规范，明确聚合容量、调节时间、调节能力、响应速率、响应时间等技术要求，以及虚拟电厂运营服务平台功能、交互接口和通信规约等要求，指导虚拟电厂配套系统的规范建设。
3.加强配套政策研究。分析虚拟电厂聚合需求侧资源参与电力市场交易相关限制条件或预期激励因素，包括分布式储能入市交易机制、光储充一体化运营、绿电绿证支持条款等，探索完善配套政策。研究虚拟电厂与新能源市场化改革方案的衔接机制。
（二）推进虚拟电厂运营主体发展
4.规范推进资源聚合。研究确定虚拟电厂聚合的资源范围及标准，重点推进需求侧可调节负荷、分布式电源、分布式储能等未纳入电网调度管理的可调节资源，按照负荷型、电源型、混合型开展虚拟电厂分类，起步阶段优先探索负荷型虚拟电厂。
5.加快推进试点建设。按照“先试点、再推广”原则，选取典型行业、优质资源开展虚拟电厂试点项目建设，组织虚拟电厂参与需求响应、辅助服务、现货市场的多场景、多阶段试运行，鼓励引导现有售电公司、负荷聚合商强化用户资源管理能力，快速孵化可参与市场交易的虚拟电厂试点。
6.持续丰富商业模式。探索完善与虚拟电厂调节能力相关的市场模式，支持公平参与各类市场获益。引导虚拟电厂开展业务创新和多元化增值业务，提供节能提效、能源数据分析、能源解决方案设计、碳交易等综合服务，拓宽收益渠道。
（三）健全参与电力市场规则体系
7.规范市场准入退出管理。落实《电力市场注册基本规则》，统筹河北实际，在市场规则中一体明确虚拟电厂准入、退出要求。规范市场注册收资明细，探索完善网络注册渠道。制定虚拟电厂调节性能定期评价和考核机制，细化自愿、强制退出规则流程。
8.健全参与电能量市场的规则体系。理清虚拟电厂运行机制及盈利模式，组织电力市场管委会动态修订电力市场规则体系，细化各类型虚拟电厂参与市场的申报、出清、结算机制，研究适当放开虚拟电厂参与电力市场偏差考核限制，探索设置与虚拟电厂调节性关联的细则条款。
9.完善参与辅助服务市场的机制。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。完善辅助服务市场交易和价格机制，公平设定各类辅助服务品种申报价格上限，逐步放开虚拟电厂参与华北电力调峰辅助服务市场规模限制。
10.修订需求响应市场运营规则。明确虚拟电厂市场主体地位。按照“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”原则，合理调整虚拟电厂补偿标准、分摊机制，引导持续提升资源聚合规模及响应水平。研究需求响应市场与现货市场、辅助服务市场衔接机制，满足虚拟电厂参与各类交易的时序衔接和交易结算一致性要求。
（四）强化技术支撑服务
11.建设虚拟电厂管理系统。省级电力负荷管理中心依托新型电力负荷管理系统建设省级虚拟电厂管理平台，统一对接市场交易、需求响应、用电采集等各类系统，实现对虚拟电厂的统一注册、管理，配套开发外网服务端口，对接虚拟电厂运营商平台，提供信息申报、出清发布、结算、咨询等服务。
12.强化虚拟电厂系统规范对接。发布统一系统接口规范及网络安全防护要求，省级负荷管理中心一口对外开展系统接入服务和安全监测，做好数据交互、信息安全验证。探索建设普惠性虚拟电厂运营商应用平台，向运营商提供便捷聚合和接入服务。
（五）提升虚拟电厂安全运行水平
13.规范虚拟电厂参与电力系统运行。将虚拟电厂纳入电力安全应急模拟演练，制定电网应急预案和处置流程，明确虚拟电厂与电网企业各部门的责任和分工，不断提升应急响应与快速恢复水平。建立调节能力动态管控机制，虚拟电厂定期提交聚合资源清单和变更申请，确保可调节资源的有效性。
14.提升虚拟电厂自身安全水平。督促虚拟电厂运营商加强自身安全管理，落实技术监督、网络安全防护等要求，与聚合资源用户规范签订协议，明确虚拟电厂及其聚合资源的安全责任。加强数据安全管理，使用满足要求的密码产品，确保数据源头加密和防篡改。加强异常监测，及时发现数据安全隐患并快速排除。
四、工作要求
（一）强化组织领导
各级电力运行主管部门、电网企业、发电企业及相关市场主体要充分认识虚拟电厂发展的必要性、紧迫性，将虚拟电厂建设发展作为下一阶段市场化改革、新型电力系统建设的重点突破方向，加强虚拟电厂建设运营关键问题研究和关键技术攻关，支持创新研究和标准体系建设，推进虚拟电厂规范发展。
（二）加强政策扶持
各地市要完善配套支持政策，积极落实“两新”（大规模设备更新和消费品以旧换新）等政策，对符合条件的虚拟电厂项目，给予资金支持。鼓励金融机构为虚拟电厂提供低息贷款、信用担保、绿色债券等支持。
（三）积极稳妥推进
各实施单位要加强协同配合，加快推进虚拟电厂建设，引导各类需求侧可调节资源参与电力系统调节，持续优化虚拟电厂运营机制及商业模式，积极稳妥推动虚拟电厂高质量发展。
（四）做好政策宣贯
加强虚拟电厂相关政策机制、典型案例宣传，组织售电公司、负荷聚合商和相关电力用户开展政策宣贯培训，引导市场主体积极参与虚拟电厂建设及运营，进一步激发源网荷储互动活力。
附件：河北省虚拟电厂建设运营管理办法（暂行）
附件2
河北省虚拟电厂建设运营管理办法（暂行）
（送审稿）
第一章 总则
第一条 为规范虚拟电厂管理，充分发挥各类灵活资源的调节能力，保障河北地区电网安全、稳定、经济运行，制定本办法。
第二条 本办法依据《中华人民共和国电力法》《电力负荷管理办法（2023年版）》（发改运行规〔2023〕1261号）、《电力需求侧管理办法（2023年版）》（发改运行规〔2023〕1283号）、《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕280号）、《加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027年）》（发改能源〔2024〕1128号）、《电力市场注册基本规则》（国能发监管规〔2024〕76号）、《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》（国能发法改〔2024〕93号）、《国家能源局关于提升新能源和新型并网主体涉网安全能力 服务新型电力系统高质量发展的通知》（国能发安全〔2024〕79号）、《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号）等文件制定。
第三条 本办法适用于规范河北地区虚拟电厂的建设、运营管理，指导河北地区虚拟电厂参与电力电量平衡和市场交易相关活动。
第四条 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。
第五条 虚拟电厂运营商是虚拟电厂建设及运营的主体，通过商业合同聚合用户能源资源，作为市场主体参与电力市场交易。
第六条 鼓励民营企业等各类社会资本积极参与虚拟电厂投资、建设和运营。
第二章 职责分工
第七条 河北省发展和改革委员会（以下简称“省发展改革委”）是虚拟电厂归口管理部门，负责组织制定完善虚拟电厂相关政策、管理规范、技术标准等。负责组织虚拟电厂建设方案评审、项目公示及备案管理工作。
第八条 国网河北电力、国网冀北电力负责指导经营区域内虚拟电厂建设和运营服务，对虚拟电厂建设运营服务情况进行监督、检查、考核和评价；负责组织虚拟电厂参与需求响应市场、电能量市场和辅助服务市场；向虚拟电厂提供公平的计量服务，代收代付市场交易电费。
第九条 省级电力负荷管理中心负责省级虚拟电厂管理平台建设和运维，服务虚拟电厂参与需求响应、电能量和辅助服务市场。负责组织市县级负荷管理中心开展虚拟电厂聚合用户可调节资源摸排，建立虚拟电厂及其聚合资源的档案信息，组织开展调节能力检测；负责向市场运营机构提供虚拟电厂参与电力市场的相关数据与服务支撑；负责开展虚拟电厂运行分析等工作。
第十条 电力交易机构负责虚拟电厂运营商及其聚合资源的电能量市场准入、市场注册、套餐签订，组织虚拟电厂参与中长期电能量交易，会同电力调度机构组织虚拟电厂参与现货电能量交易和辅助服务交易，出具虚拟电厂及其聚合资源的中长期、现货、辅助服务市场等各类市场化交易的结算依据。
第十一条 电力调度机构负责组织虚拟电厂参与现货电能量交易和辅助服务交易，会同电力交易机构组织虚拟电厂参与中长期电能量交易。
第十二条 虚拟电厂运营商负责按照河北省虚拟电厂接入运行相关技术规范建设虚拟电厂运营商自建平台，根据实际需求开展聚合资源现场改造、签订代理用户协议等，通过具备资质的第三方测评机构安全检测认证后，按程序接入省级虚拟电厂管理平台，开展虚拟电厂常态化运营。
第十三条 电力用户负责挖掘自身调节潜力，积极参与虚拟电厂建设。依据实际调节能力，自愿选择虚拟电厂运营商并签订代理协议，按照双方约定参与虚拟电厂聚合运营、交易结算。
第三章 建设管理
第十四条 虚拟电厂聚合资源主要为工商业可调节负荷、分布式电源、新型储能、充换电设施等。鼓励虚拟电厂运营商开发聚合负荷侧小、灵、散资源，持续提升电网调节能力。参与需求响应市场的虚拟电厂暂不得聚合已直接签约需求响应市场的用户。聚合资源应具有电网独立营销户号，参与电能量市场的用户应在电力交易平台注册。由调度机构直接调度管理的资源不纳入聚合范围。原则上同一经营主体在同一合同周期内仅可与一家售电公司、虚拟电厂运营商（含负荷聚合商）确立服务关系。
第十五条 虚拟电厂按聚合资源分为负荷型和电源型、混合型三类。负荷型虚拟电厂聚合资源为具备可调能力的电力用户；电源型虚拟电厂聚合资源为未纳入调度直调的分布式发电资源。混合型虚拟电厂聚合资源包括未纳入调度直调的分布式发电、储能和可调负荷资源，并根据资源特性建立电源、负荷和双向调节不同类型交易单元参与市场交易。按响应时效性分为日前响应型、日内响应型、直控型虚拟电厂三类，分别具备日前、小时、实时级调节响应能力。
第十六条 现阶段，虚拟电厂聚合可调节容量应不低于5MW，持续调节时间不小于1小时，参与现货市场的虚拟电厂单一交易单元的可调节容量应不低于1MW。
第十七条 虚拟电厂项目按照以下流程开展建设前期申报、评审（申报材料模板等详见附件1）。
（一）申报：虚拟电厂运营商按照河北省虚拟电厂建设相关要求，向省发展改革委报送项目建设方案，内容包括但不限于：各发（用）电户发（用）电量、负荷大小及特性曲线、可调节容量、调节时段、运营机制、系统建设方案、网络安全防护方案、拟聚合负荷协议及预期技术指标等。
（二）评审：省发展改革委组织电网企业、市场运营机构或委托第三方咨询机构从政策要求、技术规范、电网安全、综合性能等方面开展方案评审，出具评审意见。评审未通过，退回整改并重新提交。
（三）公示：省发展改革委依据评审意见，在充分征求相关单位意见基础上，通过官方网站或授权网站向社会公示相关情况，公示期5个工作日。公示无异议后，纳入河北省虚拟电厂建设目录。
第十八条 虚拟电厂运营商应依据相关政策要求、技术规范及建设方案评审意见，规范开展虚拟电厂建设，原则上建设周期不超过6个月（自纳入虚拟电厂建设目录起）。
第四章 接入管理
第十九条 省级电力负荷管理中心依托新型电力负荷管理系统建设虚拟电厂管理平台，面向运营区域内所有虚拟电厂提供接入管理、运行管理、市场资讯等服务，实现虚拟电厂的统一接入、统一管理和统一服务。
第二十条 虚拟电厂运营商自建平台应满足国家、行业相关规定和要求，具备资源接入、运营管理、资源监视、聚合调节、数据上报等功能，经审核准入后，统一接入虚拟电厂管理平台。
第二十一条 虚拟电厂建设运营单位和所聚合资源权属单位依法承担各自职责范围内的虚拟电厂安全运行主体责任，并在合作协议中予以明确。纳入涉网安全管理的虚拟电厂按国家有关规定执行相关安全管理要求。
第二十二条 虚拟电厂运营商应建立健全安全防护机制，通过身份鉴别、访问控制、安全审计、入侵防范等手段保障虚拟电厂运营商自建平台的平稳运行。在数据传输方面，应采用协议层HTTPS，应用层国密算法加密，同时对数据完整性进行校验。
第二十三条 虚拟电厂项目接入按照以下流程开展（接入流程、能力检测、技术要点等详见附件2、3）：
（一）资质审核：项目完成建设后，虚拟电厂运营商自建平台应提供由具有CMA（中国计量认证）或CNAS（中国合格评定国家认可委员会）认证资质的第三方检测机构出具的网络安全检测认证报告、信息安全等级保护2级及以上测评报告。在虚拟电厂管理平台进行账号注册以及档案信息录入，录入完毕后提交至省级电力负荷管理中心审核。（提交资料详见附件1）
（二）建档：资质审核通过后，运营商档案信息锁定，省级电力负荷管理中心将运营商档案信息推送至市场运营机构。
（三）平台接入：虚拟电厂运营商递交接入申请，配合开展互联网大区接入配置和接口联调，完成资源绑定，具备开展能力检验测试条件。
（四）能力检测：省级电力负荷管理中心组织对虚拟电厂聚合容量、调节能力和系统性能等方面进行核验和认证。省级电力负荷管理中心可根据实际情况，自行组织或委托具备资质的第三方机构对虚拟电厂开展能力检测，对测试合格的项目出具测试报告。省级电力负荷管理中心负责将能力检测结果推送至市场运营机构。
（五）运行管理：虚拟电厂系统测试满足要求后，省级电力负荷管理中心出具准入认定意见，将虚拟电厂运营商平台接入新型负荷管理系统，并向省发改委备案。虚拟电厂运营商根据参与的市场类型，与电力调度机构、负荷管理中心签订并网调度协议、需求响应合作协议。
第五章 市场准入、交易及结算管理
第二十四条 虚拟电厂根据国家及河北省政策文件和相关交易规则，参与电力需求响应、电能量和辅助服务市场入市注册和市场交易，不能以同一调节行为获取重复收益。
第二十五条 需求响应市场启动期间，虚拟电厂须优先参与需求响应市场。虚拟电厂参与网内、区域辅助服务市场时，应优先保障网内市场需求，当调节能力超出本地需求时，可以利用多余调节能力参与区域辅助服务市场，获取跨区域收益。
第二十六条 国网河北电力、国网冀北电力遵循“依法依规、公平公正、诚实守信”的原则，参照相关市场规则对虚拟电厂运营商及代理用户以户为单元计量、监测、结算。
第六章 运行管理
第二十七条 虚拟电厂运营商应定期针对虚拟电厂运行可靠率、数据校验合格率等指标开展自评，当聚合代理关系、调节响应能力等关键指标发生变更时，应向省级电力负荷管理中心提出测试申请，并将变更信息同步至虚拟电厂管理平台。省级电力负荷管理中心应在15个工作日内组织完成聚合资源能力、调节响应能力测试。
第二十八条 省级电力负荷管理中心应定期对虚拟电厂开展调节能力监测评估，重点包括现场运行情况、设备参数、聚合资源能力、调节响应能力等。针对评估不合格的虚拟电厂，虚拟电厂运营商应限期完成整改。每年迎峰度夏或度冬前组织对入库的虚拟电厂资源进行响应能力动态有效性测试评估，测试的响应能力结果作为迎峰度夏（冬）期间有效响应资源量；应探索依托新型电力负荷管理系统、用电信息采集系统等，向虚拟电厂提供运行监测、周期能力评估、可调节能力管理、运行效果评价、市场交易信息获取和数据交互等服务，降低虚拟电厂建设、运维成本。
第二十九条 虚拟电厂参与电网调节时，应服从调度管理，若发生影响电网安全运行的情况，电力调度机构有权暂停其交易结果执行，并向省发展改革委报告。
第三十条 电网发生紧急情况时，虚拟电厂聚合资源需同等承担电网平衡及安全调节义务，调度机构或电力负荷管理中心可对虚拟电厂所聚合的资源直接进行调节与控制，减少紧急调控中间环节，运营商不得干扰电网调节指令执行。
第七章 评价管理
第三十一条 依据电力市场相关政策规则，当虚拟电厂参与响应次数、响应合格率等指标不满足要求时，暂停其参与资格，并每月向省发展改革委报备。相应虚拟电厂应在3个月内完成整改，并向省级电力负荷管理中心提交测试申请，测试通过后恢复运营，逾期未整改或整改后仍不满足条件的，取消其参与资格，省级电力负荷管理中心应将相关情况向省发展改革委报告。
第三十二条 国网河北电力、国网冀北电力每年3月底前出具上一年度虚拟电厂运行报告，发布虚拟电厂参与需求响应、辅助服务等市场响应次数，响应合格率、补贴金额等信息。
第八章 退出管理
第三十三条 虚拟电厂运营商可自愿申请退出需求响应市场，在完成市场运营机构相关退出流程后，向省级电力负荷管理中心提交书面申请（详见附件1-5），明确退出原因和计划的终止交易月等，申请退出前应将所有有效期合约履行完毕或转让。经公示无异议后，虚拟电厂运营商可退出市场，省级电力负荷管理中心应将退出结果向省发展改革委报备。
第三十四条 出现以下情形之一，强制虚拟电厂退出市场，再次入市需重新履行注册手续。
（一）虚拟电厂运营商未按时足额缴纳调节性市场履约保函、保险，经书面提醒仍拒不足额缴纳。
（二）虚拟电厂响应权限被停止3个月内未完成整改。
（三）完成整改后的虚拟电厂首次响应不合格。
（四）虚拟电厂在一年内2次被暂停运营。
第三十五条 当虚拟电厂申请或强制退出后，虚拟电厂运营商代理关系自动失效，代理用户可重新选择其他虚拟电厂运营商。
第三十六条 虚拟电厂在申请或强制退出、暂停运营期间，不得参与市场交易申报。
第三十七条 虚拟电厂退出电能量市场按照国家、地方相关政策法规和本地电能量市场规则执行。
第九章 信息披露
第三十八条 国网河北电力、国网冀北电力、电力负荷管理中心、电力交易机构应当公平对待市场主体，按照“定期披露、主动公开”的原则，依据相关市场规则明确的信息披露方式和途径，无歧视披露公众信息和公开信息，严禁超职责范围获取或泄露私有信息。
第三十九条 市场主体对披露信息有异议的，可依据市场规则提出解释申请，由国网河北电力、国网冀北电力、电力负荷管理中心、电力交易机构、电力调度机构负责解释。
第四十条 省发展改革委负责监督信息披露工作。
第十章 附则
第四十一条 本办法由河北省发展改革委负责解释。
第四十二条 本办法自发布之日起施行，有效期2年。
第四十三条 执行期间如遇国家政策调整，按照国家规定执行。
附件3
虚拟电厂接入运行技术要点
虚拟电厂接入运行，是指虚拟电厂运营商利用现代信息通讯技术，将河北电网（含河北南网和冀北电网）需求侧可调节负荷、分布式电源、储能等资源进行聚合、协调、优化，统一接入新型电力负荷管理系统，参与电网互动及电力市场。
虚拟电厂整体架构包括两部分内容，即聚合运营系统及其聚合的各类可调节资源。虚拟电厂应能够满足相应的功能、性能和网络安全要求。
虚拟电厂可应用基于新型电力负荷管理系统建设的聚合运营模块，也可以独立建设聚合运营系统，但应接入新型电力负荷管理系统，统一运营管理，均应满足规定的聚合资源能力、调节响应能力和数据交互技术要求等。
1.虚拟电厂功能要求
1.1总体功能要求
虚拟电厂应具备对可调节资源进行聚合管理，并参与电网互动服务及电力市场交易的能力，如中长期及现货电能量交易、调峰及调频等辅助服务、需求响应等。
1.2数据通信要求
虚拟电厂应与其聚合资源进行实时运行上报、资源控制下发、收益结算下发等数据交互，并根据需要采用多种传输方式，包括但不限于RS485、光纤等有线通信方式，4G、5G等无线通信方式。
1.3虚拟电厂运营商自建平台功能要求
虚拟电厂运营商建设的聚合运营系统应遵循GB/T 32672—2016第6章系统功能的要求，具备以下功能：
（1）准入注册功能，记录并管理可调节资源的准入、注册信息，包括资源容量、资源类型、调节能力、参与辅助服务种类等。
（2）需求预测功能，基于可调节资源的历史运行数据、资源性质等，进行出力与负荷预测。
（3）资源管理功能，制定资源调用策略，并基于市场出清结果或调度系统指令进行分解与下发。
（4）交易结算功能，制定市场参与策略，并代理可调节资源进行市场交易,同时根据调度和交易机构下发的分时结算信息进行相应的市场收益分配。
（5）运行评估功能，基于监管机构标准或事先相关约定，对可调节资源参与各类市场的运行情况进行评估并定期反馈结果。
（6）资源监测功能，通过资源管理装置采集并记录所聚合可调节资源的实时运行状态、资源调用情况、参与市场交易等信息，并通过可视化方式集成展示。
2.虚拟电厂性能要求
2.1可靠性能要求：系统平均无故障工作时间应不低于10000小时，年可用率应不低于99%。
2.2数据存储性能要求：虚拟电厂应具备生产数据存储能力和历史数据存储能力，对于实际生产环境下超出存储期限的数据应迁入历史数据备份进行存储，生产环境下的存储期限应不少于3年；虚拟电厂存储数据类型应包括可调节资源运行数据、调控指令数据、市场交易数据，历史数据的存储时间宜不少于5年。
2.3通信性能要求：虚拟电厂与其聚合的资源内部通信要求可调节资源全数据上送聚合运营系统的时间周期宜不大于30秒；虚拟电厂运营商自建平台上送新型电力负荷管理系统的时间周期应不大于1分钟。通信接口需支持IEC60870-5-104、DL476-92等网络通信协议或WebService、E文件等通用接口，网络延时不超过500ms，数据丢包率不高于0.5%。
3.虚拟电厂网络安全要求
虚拟电厂的网络安全架构整体上遵循新型电力系统网络安全防护体系设计要求，具体要求如下：
3.1等级保护方面：虚拟电厂运营商自建平台应按照GB/T 22239开展等级保护相关工作。
3.2数据传输方面：对于虚拟电厂数据，包括内部事件通知、运行数据、电力交易数据等信息以及相关设置应进行身份认证和安全加密，其中身份与数据加密可采用国产加密算法，通信传输可采用HTTPS安全协议。虚拟电厂采用公共互联网传输信息时应采用HTTPS等安全的通信协议，且应根据交互数据类型，对关键业务信息和传输参数进行加密。
3.3跨区业务交互方面：新型电力负荷管理系统应在电网企业管理信息大区和互联网大区设置安全接入域，实现虚拟电厂运营商自建系统的安全接入。
3.4安全准入方面：对于虚拟电厂建设过程中各类信息通信硬件、软件和技术服务，应制定并落实相应的网络安全准入标准。
4.虚拟电厂数据交互要求
4.1数据接入要求：虚拟电厂名称、可调容量、聚合用户电力户号、聚合用户地理位置、聚合用户设备功率等模型类数据交互频次不大于1天/次。虚拟电厂有功、电量等信息，运行类数据满足相应的市场要求。参与中长期和现货交易及需求响应的运行类数据交互频率不大于5分钟/次，参与调峰、备用辅助服务交易的运行类数据交互频次不大于1分钟/次，参与调频、爬坡辅助服务交易的运行类数据交互频次不大于15秒钟/次。
4.2数据同步要求：虚拟电厂运营商自建平台需具备时间对时能力，确保本地数据和上送数据的时间标记准确和可靠。
