11月4日，广东省能源局、国家能源局南方监管局发布关于印发《广东省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案》的通知，对虚拟电厂参与电力市场的注册管理、交易机制、准入条件、交易种类、以及组织管理等，做出了详细的规定。
根据实施方案，虚拟电厂分为负荷类虚拟电厂、发电类虚拟电厂，根据不同的规则参与电能量市场、需求响应市场、电力辅助服务市场。
参与电能量市场的虚拟电厂，需大于1MW/1h。参与现货市场交易时，虚拟电厂按所在节点报量报价，全电量参与现货电能量交易出清。
参与需求响应的电厂，需大于5MW/1h。在全省启动日前邀约求响应期间，负荷类虚拟电厂需优先参与需求响应。
方案指出，组织建设广东省虚拟电厂管理技术支撑系统，全面接入广东省各类虚拟电厂，并实现与广东电力交易系统的互联互通。
虚拟电厂的定义
虚拟电厂，是指依托负荷聚合商、售电公司等机构，通过新一代信息通信、系统集成等技术，实现需求侧资源的聚合、协调，优化，形成规模化调节能力，作为独立经营主体参与市场交易根据资源禀赋条件，虚拟电厂可分为负荷类虚拟电厂、发电类虚拟电厂。其中，负荷类虚拟电厂包括日前响应型虚拟电厂、小时响应型虚拟电厂、直控型虚拟电厂。
市场注册
虚拟电厂参与市场交易，应在广东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。
注册参考文件：《售电公司管理办法》，具体按照广东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。《广东省虚拟电厂运营管理实施细则》另行制定。
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。
负荷型虚拟电厂，聚合用户侧储能等，与电力用户作为整体，以电力用户身份办理市场注册，注册信息包括但不限于统一社会信用代码、用电户号。
发电类虚拟电厂，聚合独立储能等，以发电项目为交易单元办理市场注册，注册信息包括但不限于统一社会信用代码、购电户号。
虚拟电厂参与电能量交易
调节能力不小于1MW，连续响应时间不小于1小时。
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。
发电类虚拟电厂、负荷类直控型虚拟电厂需以虚拟电运营商为主体与相关地市级电力调度机构签订并网调度协议。
二者均需与电网企业签订结算合同。
虚拟电厂可参与年度、月度、多日(周)等周期的双边协商、挂牌、集中竞争和绿电交易，具体以相关细则及交易安排为准。
虚拟电厂按所在节点报量报价，全电量参与现货电能量交易出清。其中，负荷类虚拟电厂需申报24小时的分时用电量、价格信息和用电需求上下限，其中具备调节能力时段的用电需求上下限之差需符合准入核定的调节能力；发电类虚拟电厂需申报96点短期/超短期功率预测曲线、量价信息。
日前响应型、小时响应型虚拟电厂仅参与日前市场优化出清，直控型虚拟电厂、发电类虚拟电厂需同时参与日前、实时市场优化出清。
虚拟电厂参与需求响应
调节能力不小于5MW，连续响应时间不小于1小时。
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。与电网企业签订结算合同。
在全省未启动日前邀需求响应期间，负荷类虚拟电厂运营商可自主选择参与地区需求响应、现货电能量市场或辅助服务市场。
在全省启动日前邀约求响应期间，负荷类虚拟电厂需优先参与需求响应，在现货电量市场中按照报量不报价作为结算依据的方式参与交易；聚合源按照需求响应中标结果
参与电力平衡调节。
对于日内临时有负荷管理需求的场景，小时响应型虚拟电厂、直控型虚拟电厂应依据电力负荷管理协议约定，由负荷管理中心组织参与灵活避峰需求响应；在灵活避峰需求响应执行到位后，若仍不能覆盖当前电力缺口，电力调度机构实时层面可组织直控型虚拟电厂剩余调节能力参与电力平衡调节。
研究探索直控型虚拟电厂竞争性配置交易和相关补偿机制。
直控型虚拟电厂按照南方区域和广东省电力辅助服务交易规则相关规定，参与各类辅助服务市场交易、结算和费用分摊其中，相关辅助服务指令和执行结果等信息通过调度机构相关技术系统下发和采集。另外，实施细则还指出，要建立虚拟电厂管理系统。省电力负荷管理中心、市场运营机构依托新型电力负荷管理系统，拓展虚拟电厂管理功能，组织建设广东省虚拟电厂管理技术支撑系统，全面接入广东省各类虚拟电厂，并实现与广东电力交易系统的互联互通。各相关方应加强信息系统的协同配合和网络安全管理，广东电力交易中心要开发完善市场注册、申报、结算、信息披露等功能；广东省电力调度中心要开发完善现货系统出清等功能；广东省电力负荷管理中心要
加强与广东电力交易中心广东省电力调度中心开展数据交互，共同支撑虚拟电厂参与市场交易的高效实施。
根据实施方案，虚拟电厂分为负荷类虚拟电厂、发电类虚拟电厂，根据不同的规则参与电能量市场、需求响应市场、电力辅助服务市场。
参与电能量市场的虚拟电厂，需大于1MW/1h。参与现货市场交易时，虚拟电厂按所在节点报量报价，全电量参与现货电能量交易出清。
参与需求响应的电厂，需大于5MW/1h。在全省启动日前邀约求响应期间，负荷类虚拟电厂需优先参与需求响应。
方案指出，组织建设广东省虚拟电厂管理技术支撑系统，全面接入广东省各类虚拟电厂，并实现与广东电力交易系统的互联互通。
虚拟电厂的定义
虚拟电厂，是指依托负荷聚合商、售电公司等机构，通过新一代信息通信、系统集成等技术，实现需求侧资源的聚合、协调，优化，形成规模化调节能力，作为独立经营主体参与市场交易根据资源禀赋条件，虚拟电厂可分为负荷类虚拟电厂、发电类虚拟电厂。其中，负荷类虚拟电厂包括日前响应型虚拟电厂、小时响应型虚拟电厂、直控型虚拟电厂。
市场注册
虚拟电厂参与市场交易，应在广东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。
注册参考文件：《售电公司管理办法》，具体按照广东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。《广东省虚拟电厂运营管理实施细则》另行制定。
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。
负荷型虚拟电厂，聚合用户侧储能等，与电力用户作为整体，以电力用户身份办理市场注册，注册信息包括但不限于统一社会信用代码、用电户号。
发电类虚拟电厂，聚合独立储能等，以发电项目为交易单元办理市场注册，注册信息包括但不限于统一社会信用代码、购电户号。
虚拟电厂参与电能量交易
调节能力不小于1MW，连续响应时间不小于1小时。
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。
发电类虚拟电厂、负荷类直控型虚拟电厂需以虚拟电运营商为主体与相关地市级电力调度机构签订并网调度协议。
二者均需与电网企业签订结算合同。
虚拟电厂可参与年度、月度、多日(周)等周期的双边协商、挂牌、集中竞争和绿电交易，具体以相关细则及交易安排为准。
虚拟电厂按所在节点报量报价，全电量参与现货电能量交易出清。其中，负荷类虚拟电厂需申报24小时的分时用电量、价格信息和用电需求上下限，其中具备调节能力时段的用电需求上下限之差需符合准入核定的调节能力；发电类虚拟电厂需申报96点短期/超短期功率预测曲线、量价信息。
日前响应型、小时响应型虚拟电厂仅参与日前市场优化出清，直控型虚拟电厂、发电类虚拟电厂需同时参与日前、实时市场优化出清。
虚拟电厂参与需求响应
调节能力不小于5MW，连续响应时间不小于1小时。
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。与电网企业签订结算合同。
在全省未启动日前邀需求响应期间，负荷类虚拟电厂运营商可自主选择参与地区需求响应、现货电能量市场或辅助服务市场。
在全省启动日前邀约求响应期间，负荷类虚拟电厂需优先参与需求响应，在现货电量市场中按照报量不报价作为结算依据的方式参与交易；聚合源按照需求响应中标结果
参与电力平衡调节。
对于日内临时有负荷管理需求的场景，小时响应型虚拟电厂、直控型虚拟电厂应依据电力负荷管理协议约定，由负荷管理中心组织参与灵活避峰需求响应；在灵活避峰需求响应执行到位后，若仍不能覆盖当前电力缺口，电力调度机构实时层面可组织直控型虚拟电厂剩余调节能力参与电力平衡调节。
研究探索直控型虚拟电厂竞争性配置交易和相关补偿机制。
直控型虚拟电厂按照南方区域和广东省电力辅助服务交易规则相关规定，参与各类辅助服务市场交易、结算和费用分摊其中，相关辅助服务指令和执行结果等信息通过调度机构相关技术系统下发和采集。另外，实施细则还指出，要建立虚拟电厂管理系统。省电力负荷管理中心、市场运营机构依托新型电力负荷管理系统，拓展虚拟电厂管理功能，组织建设广东省虚拟电厂管理技术支撑系统，全面接入广东省各类虚拟电厂，并实现与广东电力交易系统的互联互通。各相关方应加强信息系统的协同配合和网络安全管理，广东电力交易中心要开发完善市场注册、申报、结算、信息披露等功能；广东省电力调度中心要开发完善现货系统出清等功能；广东省电力负荷管理中心要
加强与广东电力交易中心广东省电力调度中心开展数据交互，共同支撑虚拟电厂参与市场交易的高效实施。
