（来源：储能与电力市场）

储能与电力市场获悉，12月30日，福建电力交易中心有限公司关于印发《福建省虚拟电厂常态化参与电能量市场交易相关事宜（试行）》的通知发布。

对履约周期自2026年1月1日起参与福建省电能量市场交易的虚拟电厂明确以下事宜。

虚拟电厂运营商是虚拟电厂参与市场交易的主体，现阶段主要聚合分布式电源（分布式光伏、分散式风电）、可调节负荷等分散资源参与市场交易。现阶段，虚拟电厂运营商主要参与中长期和现货电能量交易。

虚拟电厂运营商根据聚合资源主体类别，分别聚合为发电类、负荷类聚合单元。同一运营商可同时具有发电类、负荷类聚合单元。其中：

发电类聚合单元：主要聚合全额上网及自发自用余电上网的分布式电源等资源的上网电量参与交易；

负荷类聚合单元：主要聚合可调节负荷（含用户计量关口内的分布式电源、储能）等资源的下网电量参与交易。

现阶段，参与电能量市场的虚拟电厂运营商原则上应具备售电公司资质，售电规模初期与其资产总额匹配，并参照福建电力市场售电公司相关规定足额提交履约保函（保险）。

虚拟电厂注册条件

虚拟电厂运营商办理注册前，应先获得电力负荷管理中心出具的虚拟电厂资质认定意见，并按要求接入新型电力负荷管理系统，具体要求详见附录。参与现货电能量市场的虚拟电厂运营商，还应接入电力调度自动化系统。其中：

发电类聚合单元应满足聚合规模不低于5兆瓦，发电出力下调节能力不低于1兆瓦且持续时长不小于1小时；

负荷类聚合单元应满足下调节能力不低于1兆瓦且持续时间不小于1小时，并完成调节能力测试，测试期间各时段正负偏差应不超过15%。

聚合资源主体

聚合资源主体主要包括分布式电源和可调节负荷。

分布式电源为已在国家可再生能源发电项目信息管理平台建档立卡的分布式电源发电项目，应满足福建电力市场注册相关规定明确的基本条件，按要求签订并网调度协议和购售电合同，接入营销用电信息管理系统和电力调度自动化系统并满足“可观、可测、可调、可控”技术要求，具备独立营销户号和24点分时段计量条件，实现分布式电源发电项目上网、下网电量的分时单独计量。

分布式电源办理注册前，应先自主选择一家虚拟电厂运营商，按规定签订代理协议。建立聚合关系后，由该虚拟电厂运营商代理参与市场交易。

可调节负荷以电力用户身份在电力交易平台办理注册。可调节负荷办理注册前，应先自主选择一家虚拟电厂运营商，具体要求参照分布式电源执行。

聚合管理要求

虚拟电厂运营商可在全省范围内聚合资源，按其聚合范围建立聚合单元。其中：

发电类聚合单元的聚合范围原则上不超过同一220千伏变电站供电区域；

负荷类聚合单元的聚合范围不超过福建省范围，初期按一个聚合单元设置。

分布式电源发电项目、可调节负荷等聚合资源在同一合同有效期内，仅可与一家虚拟电厂运营商建立聚合关系，且全部上网、下网电量均通过该虚拟电厂运营商代理参与市场交易，不得再单独参与电力批发交易。

虚拟电厂参与中长期及现货电能量交易

虚拟电厂运营商以聚合单元作为交易单元参与年度、月度、月内中长期电能量交易，具体按照福建电力市场中长期交易相关规定执行。其中：

发电类聚合单元参与交易品种、交易方式参照集中式新能源相关规定执行，交易限额约束为所聚合资源的交易限额总和，后续可结合市场发展需要适时

优化；

负荷类聚合单元参照售电公司相关规定执行。适时组织发电类聚合单元参与绿电交易。

虚拟电厂运营商以聚合单元作为交易单元参与现货电能量交易，具体按照福建电力市场现货交易相关规定执行。其中：

发电类聚合单元现阶段以“报量不报价”方式参与现货市场，接受“两个细则”规定的发电曲线偏差考核，并视市场发展适时调整为“报量报价”方式参与；

负荷类聚合单元参照售电公司相关规定执行。

结算

虚拟电厂运营商的市场化交易的收益按照发电类聚合单元、负荷类聚合单元分别计算。

负荷类聚合单元的市场化交易收益为其零售、批发市场的结算费用差额。其中：批发市场结算费用根据中长期和现货交易相关规定计算；零售市场结算费用为其代理的所有聚合资源市场化结算费用的总和。

发电类聚合单元的市场化交易收益为其批发、零售市场的结算费用差额；

聚合资源主体以项目为单位开展结算，其市场化结算费用由电力交易机构根据电力零售交易平台上的聚合类零售套餐结算参数和实际发电上网电量、用电下网电量等计算。

原文如下：