北极星售电网获悉，贵州省人民政府发布关于征求《贵州省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案（征求意见稿）》的通知，虚拟电厂是指运用数字化、智能化等先进技术，将可调节负荷、分布式电源、储能等资源进行聚合、协调、优化，结合相应的电力市场机制，具备参与电网运行调节能力的系统。根据资源禀赋条件，虚拟电厂可分为负荷类虚拟电厂、发电类虚拟电厂。
电能量市场交易机制：
1.中长期电能量交易
（1）参与中长期交易的虚拟电厂和代理的聚合资源需在交易中心完成注册。
（2）虚拟电厂可参与年度、月度、多日（周）等周期的双边协商和集中交易，初期仅开展双边协商交易，条件成熟时开展集中交易。
（3）负荷类虚拟电厂作为用电侧主体参与交易，其交易方向、交易电量约束、中长期交易偏差考核、用电需求申报偏差考核等参照售电公司相关规定执行。
（4）发电类虚拟电厂作为发电侧主体参与交易，其交易方向、交易电量约束、中长期交易偏差考核等参照新能源机组相关规定执行。
2.现货电能量交易
（1）发电类虚拟电厂以报量不报价，作为价格的接受者参与现货市场，价格按照新能源出清的加权均价执行。
（2）发电类虚拟电厂需申报96点短期／超短期功率预测曲线，交易中心将短期和超短期功率预测值作为虚拟电厂日前和实时出清值。
（3）虚拟电厂运营商按照虚拟电厂中标计划曲线，分解下发计划曲线至相关聚合资源，并管理其执行。
（4）发电类虚拟电厂现货偏差电量均按照出清的电量和电价开展三部制结算。
（5）为保障系统安全稳定运行和电力电量平衡，在发电侧、电网侧措施用尽的情况下，电力调度机构必要时可按照灵活避峰需求响应规则，在该时段的可调节能力内对虚拟电厂的计划曲线实施主动安全调控。
详情如下：
关于征求《贵州省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案（征求意见稿）》的通知
为贯彻落实国家和省关于有序推进虚拟电厂发展的部署要求，建立健全虚拟电厂参与电力市场交易机制，支持虚拟电厂参与电力市场交易。我局组织起草了《贵州省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案（征求意见稿）》，现向社会公开征求意见，时间为2025年6月10日至6月25日。欢迎有关单位和社会各界人士提出宝贵意见建议，通过电子邮件等形式反馈省能源局经济运行协调处。
感谢您的参与和支持！
联系方式：省能源局经济运行协调处姜筑瀚，0851-86821695
邮箱：673356210@qq.com
附件：1.贵州省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案（征求意见稿）
2.贵州省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案起草说明
2025年6月10日
贵州省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案
（征求意见稿）
为贯彻落实国家和省关于有序推进虚拟电厂发展的部署要求，建立健全虚拟电厂参与电力市场交易机制，支持虚拟电厂参与电力市场交易。按照《国家发展改革委 国家能源局关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号）《电力需求侧管理办法（2023年版）》《电力负荷管理办法（2023年版）》《加快构建新型电力系统行动方案（2024一2027年）》等有关要求，结合我省实际制定本方案。
一、工作目标
按照《国家发展改革委 国家能源局关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号）等要求，建立贵州虚拟电厂参与市场化交易机制，推动各类虚拟电厂参与中长期、现货交易和需求响应等，促进虚拟电厂有序健康发展。
二、虚拟电厂参与市场交易方式
虚拟电厂是指运用数字化、智能化等先进技术，将可调节负荷、分布式电源、储能等资源进行聚合、协调、优化，结合相应的电力市场机制，具备参与电网运行调节能力的系统。根据资源禀赋条件，虚拟电厂可分为负荷类虚拟电厂、发电类虚拟电厂。
（一）注册要求
虚拟电厂参与市场交易，应在贵州电力交易中心办理市场注册，虚拟电厂运营商及其聚合资源应为在电力交易平台正式注册的经营主体。
1.虚拟电厂运营商注册
（1）虚拟电厂运营商市场注册条件和流程参照《售电公司管理办法》，具体按照贵州电力市场注册管理工作制度和虚拟电厂运营管理规定执行。
（2）虚拟电厂运营商注册时应明确其虚拟电厂类型，同一运营商可同时申请负荷类虚拟电厂、发电类虚拟电厂。
（3）虚拟电厂与电网企业签订负荷确认协议或并网调度协议，接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统，需明确虚拟电厂类型（发电类、负荷类），方可开展注册。
2.虚拟电厂机组（交易单元）注册
虚拟电厂按注册类型与聚合资源在交易中心签订代理合同，形成机组（交易单元），交易中心将机组（交易单元）聚合的资源推送至负荷管理中心进行能力认定，认定后代理关系生效，机组（交易单元）完成注册。
3.负荷类虚拟电厂资源注册
（1）负荷型虚拟电厂聚合具备调节能力、具备分时计量条件的用户，包括用户侧储能、电动汽车充换电设施、楼宇空调、工商业可调节负荷等。
（2）被聚合用户需按照注册管理相关规定办理市场注册，注册信息包括但不限于营业执照、法人身份证、授权委托书、被委托人身份证等。
（3）负荷型虚拟电厂将具备调节能力的用户进行聚合时，须经负荷管理中心认定通过方可生效。
4.发电类虚拟电厂资源注册
（1）发电类虚拟电厂聚合具备独立上网关口、具备分时计量条件的分布式光伏、分散式风电和分布式独立储能等资源。其中已纳入调度调管范围、由电力调度机构下发计划和直接操作的发电资源不纳入聚合范围。
（2）被聚合用户需按照注册管理相关规定办理市场注册，注册信息包括但不限于营业执照、法人身份证、授权委托书、被委托人身份证等。
（3）发电类虚拟电厂将发电资源进行聚合时，须通过电力负荷管理中心能力测试认定和调度中心有关认定及技术测试后方可生效。
5.虚拟电厂运营商准入条件
（1）建立相关技术支持系统，满足网络安全条件，接入新型电力负荷管理系统，其中发电类虚拟电厂同时接入新型电力负荷管理系统和调度自动化系统，具备可靠监测、预测、接收指令分解执行等信息交互功能。
（2）负荷类虚拟电厂需与电力负荷管理中心签订负荷管理协议，通过电力负荷管理中心组织的能力测试认定。
（3）发电类虚拟电厂需以虚拟电厂运营商为主体与电力调度中心签订并网调度协议。
6.负荷类虚拟电厂资源聚合准入条件
（1）已完成贵州电力市场注册。
（2）与电网企业签订供用电服务合同。
（3）与电力负荷管理中心签订负荷管理协议。
（4）与虚拟电厂运营商签订相应合同。
（5）接入新型电力负荷管理系统，具备电力、电量数据分时计量与传输条件，具备实时监测条件，数据准确性与可靠性满足要求。
7.发电类虚拟电厂资源聚合准入条件
（1）已完成贵州电力市场注册。
（2）依法取得备案文件。
（3）与电网企业签订购售电合同。
（4）接入调度系统、新型电力负荷管理系统，具备电力、电量数据分时计量与传输条件，具备实时监测条件，数据准确性与可靠性满足要求。
（5）具备执行虚拟电厂运营商下发指令、接受虚拟电厂运营商直接调控电源发电出力的能力。
（二）虚拟电厂资源代理方式
1.虚拟电厂运营商注册后，根据电能量、需求响应等不同交易品种的要求，通过电力交易平台与具有需求侧资源的电力用户、分布式发电企业分别签订资源代理合同，约定包括但不仅限于可调控设备、调节方式、响应预通知时间、安全责任、经济贵任、电能量交易价格、需求响应收益分成、考核分摊等相关事项。
2.同一类合同存续期内，同一电力用户、分布式发电企业只能与一家虚拟电厂运营商确立聚合关系。
3.虚拟电厂默认需参与需求响应交易。选择以虚拟电厂聚合方式参与非电能量市场交易品种（如需求响应）的电力用户，与虚拟电厂运营商的聚合关系可与该用户的电能量零售代理关系不一致。
4.选择以虚拟电厂聚合方式参与电能量交易、或包括电能量交易在内的多种交易品种的电力用户，其与虚拟电厂运营商的聚合关系必须与该用户的电能量零售代理关系保持一致。
（三）电能量市场交易机制
1.中长期电能量交易
（1）参与中长期交易的虚拟电厂和代理的聚合资源需在交易中心完成注册。
（2）虚拟电厂可参与年度、月度、多日（周）等周期的双边协商和集中交易，初期仅开展双边协商交易，条件成熟时开展集中交易。
（3）负荷类虚拟电厂作为用电侧主体参与交易，其交易方向、交易电量约束、中长期交易偏差考核、用电需求申报偏差考核等参照售电公司相关规定执行。
（4）发电类虚拟电厂作为发电侧主体参与交易，其交易方向、交易电量约束、中长期交易偏差考核等参照新能源机组相关规定执行。
2.现货电能量交易
（1）发电类虚拟电厂以报量不报价，作为价格的接受者参与现货市场，价格按照新能源出清的加权均价执行。
（2）发电类虚拟电厂需申报96点短期／超短期功率预测曲线，交易中心将短期和超短期功率预测值作为虚拟电厂日前和实时出清值。
（3）虚拟电厂运营商按照虚拟电厂中标计划曲线，分解下发计划曲线至相关聚合资源，并管理其执行。
（4）发电类虚拟电厂现货偏差电量均按照出清的电量和电价开展三部制结算。
（5）为保障系统安全稳定运行和电力电量平衡，在发电侧、电网侧措施用尽的情况下，电力调度机构必要时可按照灵活避峰需求响应规则，在该时段的可调节能力内对虚拟电厂的计划曲线实施主动安全调控。
（四）需求响应交易机制
虚拟电厂运营商代理聚合负荷资源，形成负荷类虚拟电厂参与市场化需求响应，具体以贵州需求响应交易实施方案为准。
（五）结算及偏差考核机制
交易中心负责出具批发市场结算依据，电网企业负责开展到户结算，参与市场化交易的负荷类虚拟电厂按照售电公司方式结算，发电类虚拟电厂按照市场化新能源发电企业方式结算。
1.中长期电能量交易
参与中长期电能量交易的虚拟电厂，按照“照付不议、偏差结算”原则开展结算。交易合同按照约定的电量、电价结算，实际执行与交易合同的偏差电量按照偏差规则执行。
2.现货电能量交易
参与现货电能量交易的虚拟电厂采用“日清月结”“月度平衡”的结算模式，电费计算周期为日，以小时为基本计算时段，出具日清分临时结算结果，负荷类虚拟电厂在用电侧结算，发电类虚拟电厂在发电侧结算，合同电量和偏差电量分开计算，统一结算。以月度为周期出具结算依据，开展电费结算，根据需要开展退补清算。
虚拟电厂按照经营主体“权责对等”的原则参与市场考核与补偿，负荷类虚拟电厂在用电侧、发电类虚拟电厂在发电侧进行分摊与返还。
3.需求响应交易
交易中心根据响应结果测算响应费用，出具结算依据。
需求响应中标并提供有效响应容量的虚拟电厂，按小时计算调用收益，具体计算公式如下：
虚拟电厂的调用收益=虚拟电厂有效响应容量×响应价格×响应时间—考核费用。
虚拟电厂与零售电力用户之间先进行调用收益（含考核费用）的缩放处理，再按零售合同约定的分成比例计算调用收益分成。
三、组织实施
1.加强组织领导。各部门要深刻认识虚拟电厂在新型电力系统中的关键主体地位和重要性，按照方案加强组织部署，保障资源投入，确保各项工作的贯彻落实，按期完成目标和任务。
2.加强专业协同。各部门按照职责分工加强协同配合，强化信息共享，积极开展虚拟电厂参与市场化交易功能梳理、工作指引编制、流程推演、系统功能测试等，确保部门间沟通顺畅，信息共享及时。
贵州省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案（征求意见稿）起草说明
一、起草背景
（一）国家政策要求
2024年7月25日，国家发展改革委 国家能源局 国家数据局印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》，《方案》提出各地要结合电力保供、新能源发展等需求，利用当地源荷储资源，建设一批虚拟电厂，提升电力保供和新能源就地消纳能力。2025年3月25日，国家发展改革委 国家能源局印发《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号），《意见》要求各地因地制宜加快推进虚拟电厂发展。
（二）我省发展需要
随着大量分布式新能源持续投产和大规模新能源投运，单纯依靠发电侧灵活性资源和传统需求侧管理模式难以满足新能源消纳和电网调控需求，需要建设一批虚拟电厂，聚合分布式电源、集聚可调节负荷，有效提升电力系统灵活性。同时，我省虚拟电厂建设处于起步阶段，有关标准机制还不健全，影响我省虚拟电厂有序发展，亟需制定《贵州虚拟电厂参与电力市场交易实施方案》（以下简称《方案》），指导我省虚拟电厂参与市场化交易。
二、起草依据
根据《国家发展改革委 国家能源局关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号）和《国家发展改革委 国家能源局 国家数据局关于印发<加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）>的通知》（发改能源〔2024〕1128号）等文件要求，结合贵州省实际起草。
三、起草过程
2025年2月启动方案编制工作。3月12—14日，组织交易中心等单位到上海市、浙江省调研，了解学习先进省份经验做法，在此基础上形成方案初稿。3月24日，召开专题会，组织市场各方就关键机制进行讨论，与会各方达成一致意见。3月25日，向贵州电力市场管理委员会征求意见，收到贵州电力市场管理委员会成员单位反馈意见12条，采纳11条，不采纳1条，对不采纳的内容，已同提出单位进行沟通并达成一致意见。
四、主要内容
方案由工作目标、交易方式、组织实施等三部分组成，主要内容如下。
（一）工作目标。按照《国家发展改革委 国家能源局关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号）等要求，建立贵州虚拟电厂参与市场化交易机制，推动各类虚拟电厂参与中长期、现货交易和需求响应等，促进虚拟电厂有序健康发展。
（二）注册要求。虚拟电厂参与市场交易，应在贵州电力交易中心办理市场注册，虚拟电厂运营商及其聚合资源应为在电力交易平台正式注册的经营主体。注册模型分为虚拟电厂运营商、虚拟电厂、聚合资源三层，分别明确各层注册的要求条件及要求。
（三）交易方式。初期，发电类虚拟电厂参与中长期电能量交易，以“报量不报价”方式参与现货电能量交易；负荷类虚拟电厂参与日前削峰型、日前填谷型需求响应。同一类合同存续期内，同一电力用户、分布式发电企业只能与一家虚拟电厂运营商确立聚合关系。
（四）结算原则。交易中心负责出具批发市场结算依据，电网企业负责开展到户结算，参与市场化交易的负荷类虚拟电厂按照售电公司方式结算，发电类虚拟电厂按照市场化新能源发电企业方式结算。
