10月13日，湖南省发展和改革委员会发布《湖南省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案（试行）》，对虚拟电厂的市场定位、资源分类、市场注册、聚合服务、交易机制、计量结算作出系统规定。这是湖南首次就虚拟电厂入市出台完整规则。

定位与资源分类

虚拟电厂运营商将需求侧可调节负荷、分布式电源、新型储能等分散资源聚合后形成虚拟电厂，作为整体参与市场，承担市场权利义务和调度响应管理责任。《方案》明确虚拟电厂与其他经营主体享有平等市场地位，并衔接了发改能源〔2025〕357号等国家文件。

聚合资源分两类：

发电类为具备独立上网关口、满足"可观、可测、可调、可控"的分布式电源；

负荷类为执行工商业电价且具备调节能力的市场化用户，包括配置分布式电源、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、商业楼宇等。

按聚合对象，虚拟电厂分"电源型""负荷型""混合型"。市场初期每类仅能组建一至两个聚合单元。已注册的负荷型可通过聚合分布式电源变更为混合型，无需重复能力测试。

准入三条硬线

虚拟电厂需先通过湖南省电力负荷管理中心的能力测试，再在湖南电力交易中心注册生效，且与聚合资源主体分别注册。核心门槛：

售电资质：在中长期、现货市场开展购售电业务，须具备售电公司资质，电量数据具备分时计量与传输条件。

容量门槛：单个虚拟电厂用电单元调节容量不小于10兆瓦（上、下调或之和）。

响应能力：连续响应不低于1小时，且调节容量不小于正常用电负荷的10%。

注册流程为申请、承诺、审查、公示、生效：交易中心5个工作日内完成审查，公示期1个月，无异议自动生效；聚合资源主体审查通过后原则上直接生效。

聚合服务约束

聚合服务合同周期不低于6个月，以自然月为最小单位。

同一用户在同一周期内只能被一家虚拟电厂代理，且聚合代理关系须与售电代理关系一致——用户已由某售电公司代理购电的，只能由该公司对应的虚拟电厂运营商代理。

同一分布式电源在同一周期内仅可与一家虚拟电厂确定代理关系。

运营商如已按售电公司身份缴纳履约保函，无需重复缴纳。

聚合关系变更前需重新能力测试，并在变更当月完成手续。

交易品种与结算

虚拟电厂可参与批发市场省间及省内中长期电能量、现货电能量、电力辅助服务、省间电力互济等交易。中长期环节可参与年度、月度、月内等周期的双边协商、挂牌、集中竞价交易。

绿电交易要求聚合的分布式电源提供建档立卡、绿证申报通过及未纳入补贴范围或主动放弃补贴的证明。实操中，虚拟电厂需登录湖南电力交易平台，将成交的绿电合同电量分配至代理的分布式电源，分布式电源须在规定时间内确认，逾期视为分配不成功。

结算上，虚拟电厂与聚合资源主体分别结算：虚拟电厂按市场规则及聚合服务合同开展批发、零售、绿电市场结算，由湖南电力交易中心出具依据；聚合资源主体按合同进行结算。聚合资源主体须公平承担市场运营费用，并按上下网电量分别计算分摊。分布式光伏若机制电价与市场化价格有差异，差额由电网企业单独列支，不纳入市场化结算。

信息披露方面，虚拟电厂及其聚合资源主体初期暂参照发电企业、售电公司要求披露信息。运营商须确保报送的每个聚合资源主体基础数据真实准确，因数据报错引发结算纠纷的，由运营商承担相应责任。

退出机制

退出参照《售电公司管理办法》执行，自愿退出需提前45个工作日提交申请，交易中心7个工作日内核验，随后公示10个工作日。被强制退出的，未履行合同次月起终止，负荷类资源可另签新约。