11月4日，广东省能源局 国家能源局南方监管局印发《广东省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案》，明确了虚拟电厂注册、资源代理方式、电能量交易机制、需求响应交易机制、辅助服务交易机制等内容。
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。
如何注册？
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具备调节能力的用户（含用户侧储能）的全部电量，用户计量关口内的分布式电源、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资源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具备独立上网关口的分布式光伏、分散式风电和分布式独立储能等接入380V/220V电压等级的资源，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。
（一）电能量市场
负荷类虚拟电厂资源、发电类虚拟电厂资源所在现货市场出清节点（220 千伏及以上电压等级母线）为单位聚合为交易单元，单个交易单元的调节能力不小于1 兆瓦、连续响应时间不低于 1 小时。
中长期电能量交易
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。
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。
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。
现货电能量交易
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。
（二）需求响应交易
虚拟电厂运营商代理聚合负荷类虚拟电厂资源，形成负荷类虚拟电厂参与市场化需求响应。建立虚拟电厂常态化参与灵活避峰、填谷需求响应交易机制，支持全省、地区等多场景的交易和调用。
负荷类虚拟电厂资源所在地市为单位聚合为交易单元，单个交易单元调节能力不小于 5 兆瓦、连续响应时间不低于1小 时。
（三）辅助服务交易
虚拟电厂运营商注册后，根据电能量、需求响应、辅助服务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、经济责任、电能量交易价格、需求响应或辅助服务交易收益分成、考核分摊等相关事项。
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。
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（包括需求响应、辅助服务等）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。其中，电力用户参与辅助服务的聚合关系应与电力用户的需求响应代理关系保持一致。
建设虚拟电厂管理系统
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