（八）明确参与电力市场的准入条件。虚拟电厂在满足《电力市场注册基本规则》要求及相应市场的准入要求后，可按独立主体身份参与电力中长期市场、现货市场及辅助服务市场。各类分散资源在被虚拟电厂聚合期间，不得重复参与电力市场交易。省级主管部门、国家能源局派出机构结合职责，明确并组织发布虚拟电厂参与各类电力市场的规则细则。在虚拟电厂参与电力市场初期，可结合实际适当放宽准入要求，并根据运行情况逐步优化。
  （九）健全参与电能量市场的机制。加快推进虚拟电厂作为资源聚合类新型经营主体整体参与电力中长期市场和现货市场交易，并明确相应的电量电费计算原则。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。健全完善中长期市场价格形成机制，适当拉大现货市场限价区间。在具备条件的地区，积极探索虚拟电厂参与跨省电力交易。
  （十）完善参与辅助服务市场的机制。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。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，不应对各类主体设立不同上限。建立完善适应虚拟电厂发展阶段的考核机制，保障虚拟电厂调节能力可靠性。
  （十一）优化需求响应机制。完善虚拟电厂参与市场化需求响应机制，扩大聚合分散需求侧资源的规模，提升需求侧资源响应水平。根据“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”的原则，合理确定需求响应补偿标准，需求响应价格上限由省级价格主管部门研究确定，同步健全需求响应分摊机制。
  六、提高虚拟电厂安全运行水平
  （十二）提升虚拟电厂参与电力系统运行的安全水平。纳入涉网安全管理范围的虚拟电厂，要接受电力调度机构统一调度，执行涉网安全管理规章制度。虚拟电厂与调度系统、负荷系统等交互应满足相应系统的网络安全防护要求，加强软硬件配置和安全监测，确保安全可靠。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。虚拟电厂根据接入的系统，定期向电力负荷管理中心或电力调度机构提交聚合资源清单和变更申请。电网发生紧急情况时，虚拟电厂聚合资源应按要求执行调节指令。
  （十三）提升虚拟电厂自身安全水平。虚拟电厂运营商要加强自身安全管理，落实技术监督等要求，在相关协议中明确虚拟电厂及各分散资源的安全责任。加快网络安全防护体系建设，严格遵守《电力监控系统安全防护规定》等政策法规和标准规范，落实网络安全防护要求。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。
  七、推动虚拟电厂技术创新和标准规范体系建设
  （十四）加强虚拟电厂关键技术研发应用。开展虚拟电厂资源聚合、调节能力、智慧调控、交易辅助决策、安全稳定及评估检测等领域的关键技术攻关，推进智能量测与通信技术的研发应用，支撑实现分散资源广泛感知、精准响应、高速互联，持续提升虚拟电厂调节性能和运行控制水平。
  （十五）建立健全虚拟电厂全环节标准体系。加快推动虚拟电厂聚合响应、并网调控、智能计量、数据交互、安全防护等技术标准的立项、编制与发布。对行业亟需但标准尚未覆盖的领域，应通过技术指引等政策性文件先行规范。结合发展实际修订已发布标准中的不适应条款，增强标准的适用性。
  八、加强组织实施
  （十六）落实各方责任。省级主管部门牵头建立完善虚拟电厂发展工作机制，协调解决推进过程中的问题，支持各有关主体建立虚拟电厂发展交流平台；会同有关部门编制虚拟电厂发展方案、建设运行管理规范等政策文件；与国家能源局派出机构按分工编制虚拟电厂参与电力市场交易的配套文件。省级价格主管部门牵头完善相关价格政策。电网企业、电力市场运营机构持续提升服务虚拟电厂参与系统运行和电力市场的水平，虚拟电厂运营商高效组织分散资源参与电力系统互动。电网企业与虚拟电厂运营商按各自职责承担相应的电力安全供应责任。国家能源局派出机构加强监管，及时发现问题并结合职责推动解决。
  （十七）完善支持政策。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。
  （十八）加强评估推广。国家发展改革委、国家能源局结合虚拟电厂建设、运行情况，适时总结先进项目和经验，做好推广工作，及时完善考核等相关政策。省级主管部门要加强对虚拟电厂相关支持政策、标准规范和市场化运营机制等的宣传培训和政策解读，培育先进虚拟电厂运营商，形成良好的发展氛围。

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