湖南省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案(试行)
为贯彻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)、《湖南省虚拟电厂管理工作细则》等文件精神，积极培育虚拟电厂等新型经营主体合规有序入市，助力新型电力系统和新型能源体系建设，结合湖南实际，制定本方案。
一、虚拟电厂市场定位
虚拟电厂运营商将需求侧可调节负荷、分布式电源、新型储能等各类分散资源聚合后形成虚拟电厂，作为整体参与电力市场。虚拟电厂运营商是虚拟电厂建设、运营和组织的主体，承担虚拟电厂市场权利义务、聚合资源调度响应管理等主要责任。
虚拟电厂与其他经营主体享有平等的市场地位，按照市场规则依法、合规、公平参与电能量、绿电绿证、辅助服务等各类市场交易，实现协同调度并承担偏差结算。
二、虚拟电厂及其所聚合资源分类
(一)聚合资源类型
虚拟电厂现阶段主要聚合分布式电源、新型储能等电力调度机构管辖范围之外的分布式资源和具备负荷调节能力的市场化用户。聚合资源应为具有电网企业独立户号、在电力交易平台注册的经营主体(以下简称“聚合资源主体”)。
将虚拟电厂聚合资源分为发电类资源、负荷类资源两类：
发电类资源。符合国家及我省分布式电源有关政策及相关规则，具备独立上网关口的分布式电源，应具备“可观、可测、可调、可控”能力。
负荷类资源。执行我省工商业用电价格且具备调节能力的市场化用户，包括但不限于配置分布式电源、用户侧储能的电力用户、电动汽车充电设施、蓄热蓄冷、常规工业可调节负荷、商业楼宇用户等。
(二)虚拟电厂分类
根据虚拟电厂聚合对象的类别,可分为“电源型”、“负荷型”和“混合型”。其中，“电源型”虚拟电厂聚合对象仅为分布式电源，“负荷型”虚拟电厂聚合对象仅包含市场化用户，“混合型”虚拟电厂聚合对象包括分布式电源与市场化用户。
(三)聚合单元分类
虚拟电厂以聚合单元的形式参与电力市场交易。市场初期，电源型虚拟电厂仅能组建一个发电聚合单元，负荷型虚拟电厂仅能组建一个用电聚合单元，混合型虚拟电厂可组建发、用电聚合单元各一个。根据市场建设进展，推动虚拟电厂按节点聚合，同一虚拟电厂可组建多个聚合单元。
三、虚拟电厂市场注册
湖南省虚拟电厂和聚合资源主体参与电力市场交易，均应符合湖南省市场规则、管理细则及本方案的有关要求，需在湖南省电力负荷管理中心通过虚拟电厂能力测试，并在湖南电力交易中心办理市场注册手续生效后，方可参与各类电力市场交易。虚拟电厂与聚合资源主体应分别注册。
(一)注册条件
虚拟电厂在电力中长期市场、现货市场开展购售电业务，应具备售电公司资质，电力、电量数据具备分时计量与传输条件。
现阶段，全省范围内具备分时计量条件的分布式电源可通过虚拟电厂分地区聚合参与交易。根据市场建设需要，可考虑按220千伏母线节点分类聚合。
单个虚拟电厂需满足用电单元的调节容量不小于10兆瓦(上调、下调或上下调调节容量之和)、连续响应时间不低于1小时的准入条件，调节容量应不小于正常用电负荷的10%。
(二)注册流程
虚拟电厂市场注册按照申请、承诺、审查、公示、生效的流程办理。虚拟电厂及其聚合资源主体应同步办理市场注册手续，虚拟电厂运营商应向湖南电力交易中心提交有关注册资料，资料清单与模板详见附件1。湖南电力交易中心在收到注册资料之日起5个工作日内进行审查，必要时对经营主体进行现场核验。对于市场注册材料不符合要求的，湖南电力交易中心应将驳回原因一次性告知，经营主体根据驳回原因对注册材料进行补充和完善，并重新提交注册申请。
湖南电力交易中心通过交易平台、“信用中国”网站等政府指定网站，将虚拟电厂满足注册条件的信息、材料和信用承诺书向社会公示，公示期为1个月。公示期满无异议的虚拟电厂，注册手续自动生效。聚合资源主体市场注册审查通过的，原则上无需公示，注册手续直接生效。湖南电力交易中心将市场注册生效的经营主体纳入经营主体目录。
(三)信息变更及退出
1.调节能力变更
已参与市场交易的虚拟电厂，其聚合资源主体发生经营主体市场注销、机组退役关停转让、电源或储能装机容量变更、用户扩容或减容、其他关键技术参数变更等影响虚拟电厂调节能力的，应在负荷管理平台重新进行能力测试，并在交易平台提交能力测试报告。通过测试的虚拟电厂及其聚合资源主体应同步在交易平台办理市场注册信息变更手续。已注册生效的“负荷型”虚拟电厂可通过聚合分布式电源，按程序变更为“混合型”虚拟电厂，无需重复进行能力测试。
2.市场退出
虚拟电厂退出市场参照《售电公司管理办法》执行。虚拟电厂自愿申请退出市场，应提前45个工作日向湖南电力交易中心提交退出申请，终止交易月之前(含当月)，购售电合同由该虚拟电厂继续履行，或通过自主协商的方式完成购售电合同处理。申请内容包括：
1.明确退出原因和计划的终止交易月;
2.上传虚拟电厂自愿退出市场声明(包括与发电企业、零售用户已履行的市场交易合同的结算清算情况，以及市场化电费和交易手续费清算情况等);
3.尚未履行的市场交易合同及未履行合同的转让协议;
湖南电力交易中心收到虚拟电厂自愿注销申请后，7个工作日内完成对注销申请和相关材料核验，核验通过后，将退出申请及相关材料通过电力交易平台、“信用中国”网站等政府指定网站向社会公示10个工作日。公示期满无异议的，从湖南电力市场虚拟电厂目录中删除。
虚拟电厂被取消市场交易资格或强制退出的，虚拟电厂运营商与聚合资源主体已签订尚未履行的聚合服务合同次月起终止履行，负荷类资源可以与其他虚拟电厂或售电公司签订新合同。已进入市场的发电类资源与虚拟电厂签订新聚合合同前，作为价格接受者参与市场交易，电力交易机构出具结算依据，电网企业进行电费结算。已市场注销的虚拟电厂再次参与电力市场交易，应重新办理市场注册。
四、虚拟电厂聚合服务管理
(一)聚合管理要求
虚拟电厂通过交易平台，依托电力零售市场与发电类资源、负荷类资源等各类聚合资源主体确立聚合服务关系，在电力批发市场参与电力市场交易。
虚拟电厂与聚合资源主体的聚合服务合同周期不低于6个月，以自然月为最小单位(下同)。同一电力用户在同一合同周期内只能被一家虚拟电厂运营商聚合代理，聚合代理关系应与售电代理关系保持一致，即该用户已由售电公司代理购电，只能由该售电公司的对应的虚拟电厂运营商聚合代理参与市场交易。同一分布式电源在同一合同周期内仅可与一家虚拟电厂确定聚合代理关系。
虚拟电厂运营商聚合电力用户时，如已按售电公司身份代理用户售电并缴纳履约保函时，无需重新缴纳。如未缴纳履约保函，参照《湖南电力市场售电公司履约保函管理办法》执行。
若虚拟电厂与聚合资源主体的聚合服务关系发生变化，需在聚合服务关系变更前重新进行能力测试，通过测试的虚拟电厂应在变更当月完成聚合服务新增、变更或终止手续，相关聚合资源主体应配合完成相关手续，湖南电力交易中心和湖南省电力负荷管理中心同步受理做好相关信息变更。
(二)聚合服务合同签约
虚拟电厂与发电类聚合资源主体签订虚拟电厂聚合新能源企业代理合同，双方约定零售套餐后，在湖南电力交易平台上签订并形成电子合同，合同模板参考附件2、附件3。
五、虚拟电厂参与市场交易机制
湖南省虚拟电厂可参与批发市场省间、省内电力中长期电能量交易、现货电能量交易、电力辅助服务交易、省间电力互济交易等。
(一)市场准备
虚拟电厂与聚合资源主体达成聚合服务关系后，依据聚合资源主体特性设置聚合单元，聚合单元是虚拟电厂参与中长期、现货市场等交易结算的基本单元。
(二)中长期和绿电电能量交易
虚拟电厂结合自身发用电特性参与中长期交易和绿电交易。
1.中长期交易
虚拟电厂可参与年度、月度、月内等周期的双边协商、挂牌、集中竞价等交易，具体以相关细则及交易安排为准。
2.绿电交易
虚拟电厂参与绿电交易，其聚合的分布式电源需按要求提供国家可再生能源项目信息管理平台建档立卡、国家绿证核发交易系统绿证申报通过和未纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围或主动放弃补贴的相关证明材料。
(1)交易方面
虚拟电厂代理分布式电源通过双边、挂牌等方式参与绿电交易，各虚拟电厂需登陆湖南电力交易平台，将成交的绿电合同电量分配至代理的分布式电源，在规定时间内，各分布式电源需确认虚拟电厂已分配的绿电合同电量，逾期未确认视为绿电合同电量分配不成功。
(2)溯源方面
批发侧合同出清后，分布式电源的分配合同电量与零售用户的合同电量进行等比例分配，形成分布式电源与零售用户的电量分配关系，以下图为例。对应关系形成后，按新能源与零售用户之间绿电交易的结算规则执行。
绿色环境权益价值结算时，同一零售用户与多个发电企业签约，总用电量低于总合同电量的，该零售用户对应于各发电企业的用电量按总用电量占总合同电量比重等比例调减;同一发电企业与多个零售用户签约的，总上网电量(扣减机制电量)低于总合同电量时，该发电企业对应于各零售用户的上网电量(扣减机制电量)按总上网电量占总合同电量比重等比例调减。
(三)现货交易
虚拟电厂参与现货市场交易按湖南电力现货市场规则执行。
(四)辅助服务、省间电力互济
按照国家能源局华中监管局相关规则参与省间电力互济市场，按照省内辅助服务规则参与省内辅助服务市场。
六、计量与结算
(一)计量
虚拟电厂及相关聚合资源主体，均按照参与电能量和辅助服务交易的相关要求，依据电网企业电能量计量装置数据(或拟合数据)确定电量数据。
(二)结算
虚拟电厂与聚合资源主体应分别结算。虚拟电厂按照电力市场有关结算规则、实施细则和聚合服务合同开展批发市场、零售市场、绿电市场结算，由湖南电力交易中心出具结算依据。聚合资源主体按照与虚拟电厂运营商签订的聚合服务合同进行电能量市场结算。虚拟电厂聚合资源主体应公平承担市场运营费用等，并按照上下网电量分别计算分摊费用。电网企业依据湖南电力交易中心出具的结算依据，对虚拟电厂和聚合资源主体分别进行电费结算。
1.电源类、混合类虚拟电厂发电侧依据聚合代理合同进行结算。暂设两类套餐：
(1)服务费套餐。计算公式如下：
P服务费套餐=P虚拟电厂中长期综合电价×a1×(1-J机制比例)+P虚拟电厂现货实时电价×(1-a1×(1-J机制比例))-P服务×(1-J机制比例)
P服务费套餐为选择服务费套餐的聚合资源主体价格;
P虚拟电厂中长期综合电价为当月该虚拟电厂聚合单元中长期合约加权综合价;
P服务为聚合资源主体与虚拟电厂约定的代理服务价格，市场初期，代理服务价格不超过20元/兆瓦时;
a1=Q虚拟电厂中长期合约/Q非机制上网电量
a1为该虚拟电厂聚合单元非机制电量合约覆盖率;
Q虚拟电厂中长期合约为当月该虚拟电厂聚合单元中长期合约电量;
Q非机制上网电量为当月该虚拟电厂聚合单元所有聚合资源主体非机制上网电量;
J机制比例为当月该聚合资源主体机制电量比例;
P虚拟电厂现货实时电价为当月该虚拟电厂聚合单元现货实时市场均价。
(2)联动价格套餐。计算公式如下：
P联动价格套餐=a2×P同类型电源中长期综合电价+(1-a2)×P同类型电源现货实时均价
P联动价格套餐为选择联动价格套餐的聚合资源主体价格;
a2为中长期价格系数，由双方协商确定，60%×(1-J机制比例)≦a2≦100%;
P同类型电源中长期综合电价为当月所有直接参与市场交易的同类型电源省内中长期合约加权综合价;
P同类型电源现货实时均价为当月所有直接参与市场交易的同类型电源实时市场月度统一结算点电价;
(3)聚合资源主体结算。计算公式如下：
C聚合资源电能量=Q实际×P套餐
Q实际为聚合资源主体月度实际上网电量;
P套餐为聚合资源主体套餐价格。
2.虚拟电厂月度总电费包含批发市场电能量电费、市场运营费用、零售市场电能量电费。
R虚拟电厂聚合单元=C批发市场-C聚合资源电能量+R市场运营
C批发市场为虚拟电厂批发市场电能量结算费用;
C聚合资源电能量为虚拟电厂聚合资源主体电能量结算费用;
R市场运营为虚拟电厂聚合单元的市场运营结算费用等。
3.虚拟电厂聚合的分布式光伏项目机制电量的认定及机制电价，以湖南省发展改革委发布的正式文件为准。若机制电价与市场化价格存在差异，该差额由电网企业在电费结算中单独列支，不纳入虚拟电厂与聚合资源主体的市场化结算范围。
七、信息披露
1.虚拟电厂及其聚合资源主体应当根据法律法规、政策性文件的要求在交易平台披露相关数据和信息，初期暂参照发电企业、售电公司要求披露信息。电网企业依据用户授权，允许虚拟电厂查看其聚合资源主体有关计量电量数据及历史数据信息，并承担相关信息披露职责。
2.虚拟电厂应确保向湖南电力交易中心报送的每个聚合资源主体基础数据资料的真实性和准确性。因数据报错导致a1计算偏差引发结算纠纷的，由虚拟电厂运营商承担相应责任。
