山西省能源局、山西能监管办印发《虚拟电厂建设与运营管理暂行办法》，自2025年9月18日起实施，有效期2年。办法提到，现阶段，山西省虚拟电厂分为“市场型”和“响应型”两类。其中，“响应型”虚拟电厂按照《山西新型经营主体电力响应交易实施细则》执行；“市场型”虚拟电厂的建设入市、交易管理、运营管理和退出管理等事项，适用本办法规定。逐步探索推进两类虚拟电厂的融合发展。
办法明确，分布式新能源在以虚拟电厂聚合资源参与市场交易前，应在电力交易机构完成市场注册，获取分布式新能源档案信息，包括工商注册、机组项目、并网节点参数等信息。电力交易机构按照并网节点分类为“分布式电源类”虚拟电厂创建交易单元。
虚拟电厂分类
根据虚拟电厂聚合资源类型，分为以下三种：
“分布式电源类”虚拟电厂：通过聚合分布式光伏、分散式风电、电源侧储能等资源，对外呈现为电源状态，提供发电及电源灵活响应调节服务。
“负荷类”虚拟电厂：通过聚合用户侧可调节负荷、电动汽车、用户侧储能等资源，对外呈现为负荷状态，提供负荷侧灵活响应调节服务。
“源荷类”虚拟电厂：按照源网荷储一体化、绿电园区、绿电直连、微电网等项目要求，通过聚合一定比例的新能源、用户及配套储能，具备自主调峰、调节能力，可为公共电网提供调节服务。
市场交易模式
“负荷类”虚拟电厂需参与全电量可靠性机组组合及发电计划出清，在实时市场中作为固定出力机组出清；允许自愿参与日前现货市场；可按月自愿选择参与实时或日内现货市场，并执行相应的出清计划。按照调节能力，适当放宽调节时段的中长期交易成交量约束和金融套利约束。
“分布式电源类”虚拟电厂参照集中式新能源交易模式参与中长期、现货及辅助服务市场。
“源荷类”虚拟电厂应优先实现内部电力电量自平衡，其剩余电量需求或余电上网电量可参与日前现货市场，原则上不参与批发市场的中长期交易，具体根据项目的发用电规模匹配度等因素确定。为确保绿证顺利划转，发用两侧交易电量需通过山西电力交易平台以绿电交易形式落实。聚合的储能资源作为发电侧或用电侧的配套设施，不单独作为聚合主体参与交易。
现货申报模式
“负荷类”虚拟电厂以“报量报价”方式参与现货市场申报，申报内容应包括用电负荷上下限及分时段3-10段递减的电力-价格曲线。在申报调节时段，用电负荷上下限按测试认定值或历史用电负荷确定；其余时段的用电负荷上下限可在0至报装容量范围内自主申报。可按月自主灵活选择整数小时的申报调节时段，允许申报多个连续或非连续的调节时段，单组时段时长不得少于2小时。后续根据新能源上网电价市场化改革推进情况，适时完善具体申报方式。
“分布式电源类”虚拟电厂以“报量报价”方式在0至聚合装机容量范围内申报3-10段电力-价格曲线。
“源荷类”虚拟电厂聚合内部资源作为一个整体，以独立经营主体的身份参与现货市场，申报96点发用电预测曲线。
市场结算模式
“负荷类”虚拟电厂采用统一结算点电价结算，并按有关规定承担偏差结算和不平衡资金分摊等相关费用。
“分布式电源类”虚拟电厂按现货市场节点划分发电单元，并采用相应分时节点电价进行结算，后期视情况进行调整。
“源荷类”虚拟电厂内部绿电合同由电网企业按照交易结果开展结算，其余与公共电网交互电量则以运营商为主体进行电费结算。
红利分享模式
“负荷类”虚拟电厂按照“分时价格+红利分享”模式开展购售电服务，其中零售用户可分享红利=（虚拟电厂运营商中长期结算均价-虚拟电厂运营商批发市场结算均价）×零售用户实际用电量×零售用户红利分享系数（0≤红利分享系数≤1），按日计算可分享红利费用、调整红利分享系数。
“分布式电源类”虚拟电厂分布式新能源主体与运营商通过山西电力交易平台确立聚合代理关系，并参考交易结算均价约定代理服务费用，由电网企业分别进行结算。
“源荷类”虚拟电厂运营商作为平衡责任主体为内部聚合资源提供购售电服务，与负荷侧聚合资源参照“负荷类”虚拟电厂的零售市场相关交易规则开展售电服务；与电源侧通过山西电力交易平台确立代理关系，并就电力设施建设、产权划分、运行维护、调度运行、结算关系、违约责任等事项签订协议。
此外，8月25日，云南省能源局发布领导关于印发《云南省虚拟电厂建设管理办法（试行）》的通知，该办法自2025年10月1日起施行，有效期三年。
文件明确，虚拟电厂应满足相关技术要求，具备参与电能量、辅助服务、需求响应等其中一种或多种市场的技术条件。具体技术指标包括安全指标、性能指标、监测能力、调节容量、调节时长、调节速率和调节精度等，可调节容量不小于1兆瓦，连续响应时间不低于1小时。根据资源禀赋条件，虚拟电厂可分为负荷类与发电类，对于同时聚合负荷资源和发电资源的虚拟电厂，依据其最终呈现的主导特性，将其归类为负荷类或发电类虚拟电厂。
文件指出，鼓励能源企业、售电公司、负荷聚合商、电力用户等市场主体积极投资虚拟电厂，大力支持民营企业参与虚拟电厂投资开发与运营管理，共同推动技术及模式创新。
文件强调，虚拟电厂聚合的资源应具有独立营销户号，具备分时计量条件。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、储能资源不得纳入聚合范围（与调度解除协议的除外）。同一资源只能被一家虚拟电厂聚合，聚合资源应明确标识资源特性、所属行政区域及电网接入节点（包括站、线、变、户）等信息。
京公网安备 11011502004515号 
