储能与电力市场获悉，1月26日，湖南省发改委印发《湖南省虚拟电厂管理工作细则》。部分重点内容如下。
文件明确，根据虚拟电厂聚合对象的类别，可分为“电源型”、“负荷型”和“混合型”。针对不同类型，对虚拟电厂参与市场交易模式进行分类管理。
虚拟电厂调节能力应达到技术规范并通过省级电力负荷管理中心的接入能力测试。
单个虚拟电厂用电单元的调节容量应满足不小于10兆瓦（上调、下调或上下调调节容量之和）、连续响应时间不低于1小时、调节容量应不小于正常用电负荷的10%。
电力市场及调节机制建设运营应坚持分类分级原则。县（配网）电力调度机构所辖供电区域内的调节需求由县（区）电力负荷管理中心调用虚拟电厂响应，跨供电区域的调节需求由省市电力负荷管理中心调用虚拟电厂响应。
文件明确，根据虚拟电厂聚合对象的类别，可分为“电源型”、“负荷型”和“混合型”。针对不同类型，对虚拟电厂参与市场交易模式进行分类管理。
“电源型”：聚合对象仅为分布式电源。市场交易中视同发电主体进行统一管理。
“负荷型”：聚合对象仅包含用电客户。市场交易中视同用电主体进行统一管理。
“混合型”：聚合对象包括分布式电源与用电客户。发、用电单元应分别参与电力市场或调节机制，发电单元的申报管理分别与 “电源型”虚拟电厂一致，用电单元的申报管理与“负荷型”虚拟电厂一致。
虚拟电厂在满足相关要求后，可按独立主体身份参与电力中长期市场、现货市场及辅助服务市场。
虚拟电厂调节能力应达到技术规范并通过省级电力负荷管理中心的接入能力测试。
所有虚拟电厂均应进行调节容量、调节时长、调节速率、调节精度、发电单元“可观、可测、可调、可控”能力等测试内容，具体参数要求由相关政策或市场规则确定。
现阶段，单个虚拟电厂需满足用电单元的调节容量应满足不小于10兆瓦（上调、下调或上下调调节容量之和）、连续响应时间不低于1小时的准入条件，调节容量应不小于正常用电负荷的10%。
运营及运行管理方面，电力市场及调节机制建设运营应坚持分类分级原则，县（配网）电力调度机构所辖供电区域内的调节需求由县（区）电力负荷管理中心调用虚拟电厂响应，跨供电区域的调节需求由省市电力负荷管理中心调用虚拟电厂响应。
虚拟电厂聚合对象应为电力调度机构管辖范围之外的电力需求侧并网主体，同一主体只能被一家虚拟电厂运营商聚合代理，聚合代理关系应与售电代理关系保持一致。
同一虚拟电厂的聚合对象应限定在同一市级电力调度机构所辖供电区域内，确保虚拟电厂资源分级精细化管理和省、市两级电力调节需要；鼓励虚拟电厂运营商按县（配网）电力调度机构所辖供电区建设虚拟电厂或设置聚合单元。同一虚拟电厂运营商可在全省范围内运营多个虚拟电厂。对于仅包含单一充换电类负荷资源的虚拟电厂，可采用全省范围聚合方式。
虚拟电厂在代理协议中明确所参与需求响应、实时可中断负荷、辅助服务市场等各类调节市场的收益分配方式（初期按固定分成比方式），并上传至负荷管理系统备案。
虚拟电厂参与调节机制与电量交易的结算按照相关市场规则执行，原则上由电网企业将相关收益分别与虚拟电厂、聚合对象进行结算。聚合对象收益可通过电费退补等方式结算发放至代理用户电费账户，费用应在电费账单中列示。
虚拟电厂运营商应加强所聚合的可调节负荷、分布式电源、新型储能等资源及相关设备的精细监测、精准控制能力建设，逐步提升虚拟电厂参与电网实时运行调节能力。相关情况将纳入虚拟电厂星级评价。
原文如下：
责任编辑：丁凯乐
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