江西虚拟电厂：2027年调节能力超1GW实施一批试点项目

发布日期： 2026-01-14 阅读量： 作者： 小编

　　《江西省推动虚拟电厂高质量发展工作方案》中提到，到2027年，建成一批虚拟电厂试点，力争龙8国际唯一官网全省虚拟电厂调节能力达到100万千瓦以上，适应虚拟电厂发展的平台建设、入网检测、运行调控等技术指引框架基本建立，与虚拟电厂相匹配的电力市场体系初步建成。到2030年，力争具备300万千瓦以上调节能力，全省虚拟电厂商业模式更加丰富多元，可调节资源聚合及响应能力进一步提升。

　　虚拟电厂是基于电力系统架构，运用现代信息通信、系统集成控制等技术，聚合分布式电源、可调节负荷、储能等各类分散资源，作为新型经营主体协同参与电力系统优化和电力市场交易的电力运行组织模式。作为新型经营主体，虚拟电厂依托所聚合的可调节资源，通过优化交易策略参与电能量市场和辅助服务市场，进而提升整体效益，也可参与需求响应市场，实现削峰填谷，降低电网运行压力。

　　根据聚合资源的不同，现阶段虚拟电厂主要分为负荷类虚拟电厂、发电类虚拟电厂、混合类虚拟电厂，其中：

　　发电类虚拟电厂主要聚合接入电压等级10千伏及以下的分布式新能源、储能，总体呈现发电特性。

　　混合类虚拟电厂可同时聚合具备调节能力的电力用户和接入电压等级10千伏及以下的分布式新能源、储能，总体发用电特性根据时段和所聚合资源而变化。

　　加快提升江西省虚拟电厂的发展质量，重点从实施一批虚拟电厂试点，按照“试点先行、差异发展、逐步推广”原则，组织开展试点申报工作；不断完善虚拟电厂发展体系机制，鼓励虚拟电厂积极参与并深入融合节能服务、能碳管理、绿电交易等领域，不断培育虚拟电厂发展新模式，鼓励虚拟电厂积极参与现货和应急调节交易；持续推进虚拟电厂系统平台建设；着力提升虚拟电厂运行水平，在电网紧急情况下，虚拟电厂应公平承担有序用电、紧急负荷调控等义务四方面进行任务部署。

　　《江西省虚拟电厂建设运营工作指南》中明确虚拟电厂参与电力市场前，根据其参与的交易品种向交易中心提交相应的履约保函或保险。

　　电能量交易：选择以虚拟电厂聚合方式参与电能量交易的电力用户，其与虚拟电厂的聚合关系与该用户的电能量零售代理关系应保持一致。虚拟电厂可结合自身发用电特性，以聚合控制单元为最小单位参与年度、月度、多日等周期的电力中长期交易，并全电量参与电力现货交易出清，具体按照《江西省电力中长期交易实施细则》《江西省电力现货交易实施细则》等执行。虚拟电厂在最大上、下网容量范围内，可结合自身灵活调节能力优化调整电力电量申报策略，对因报价原因引起的弃限电不纳入新能源消纳统计。虚拟电厂公平承担市场运营费用、不平衡资金等相应分摊费用，按照上、下网电量分别计算。

　　需求响应交易：负荷类虚拟电厂默认参与需求响应。市场化需求响应启动后，由电网企业根据电力供需和消纳情况提前发布需求响应范围、容量需求、响应时段等信息，虚拟电厂以报量报价方式参与竞价，并按照出清结果完成需求响应。

　　电力辅助服务交易：虚拟电厂参与电力辅助服务交易按照电力辅助服务市场相关规则执行。虚拟电厂不得以同一调节行为在辅助服务、需求响应和电能量市场重复获取收益。

　　调节速率：对于需提前一日安排的调节能力，应在调节开始前的上一个采集点完成调节；对于可实时安排的调节能力，应不低于（基础调节容量×3%)／分钟。

　　各设区市发展改革委、赣江新区经发局、上饶市工信局，国网江西省电力有限公司，国家电投江西公司、国家能源集团江西公司、华能江西分公司、大唐江西分公司、华电江西公司、江西赣能股份有限公司，江西电力交易中心有限公司，各有关单位、企业：

　　为贯彻落实国家发展改革委、国家能源局《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（发改能源〔2024〕1128号）、《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号）等文件精神，进一步支持新型主体创新发展，加快提升我省虚拟电厂的发展规模和水平，省能源局编制了《江西省推动虚拟电厂高质量发展工作方案》。现予以印发，请遵照执行。

　　为贯彻落实国家发展改革委、国家能源局《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（发改能源〔2024〕1128号）、《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号）等文件精神，支持新型主体创新发展，加快提升我省虚拟电厂的发展质量，充分发挥虚拟电厂在电力保障、运行调节、新能源消纳等方面的积极作用，特制定本方案。

　　坚持“政府部门主导、电网企业服务、运营主体实施”，支持并鼓励包括民营企业在内的各类社会资本结合自身优势参与虚拟电厂投资、建设和运营。聚焦虚拟电厂发展亟待突破的关键环节，逐步建立和完善虚拟电厂发展长效机制，探索完善虚拟电厂管理模式、运营模式和业务类型，不断健全支持虚拟电厂发展的政策和市场体系。

　　到2027年，建成一批虚拟电厂试点，力争全省虚拟电厂调节能力达到100万千瓦以上，适应虚拟电厂发展的平台建设、入网检测、运行调控等技术指引框架基本建立，与虚拟电厂相匹配的电力市场体系初步建成。到2030年，力争具备300万千瓦以上调节能力，全省虚拟电厂商业模式更加丰富多元，可调节资源聚合及响应能力进一步提升。

　　根据聚合资源的不同，现阶段虚拟电厂主要分为负荷类虚拟电厂、发电类虚拟电厂、混合类虚拟电厂，其中：负荷类虚拟电厂主要聚合具备调节能力的电力用户，总体呈现用电特性。发电类虚拟电厂主要聚合接入电压等级10千伏及以下的分布式新能源、储能，总体呈现发电特性。混合类虚拟电厂可同时聚合具备调节能力的电力用户和接入电压等级10千伏及以下的分布式新能源、储能，总体发用电特性根据时段和所聚合资源而变化。

　　虚拟电厂在电力中长期市场、现货市场开展购售电业务，应具备售电公司资质，并具备电能量市场所要求的电力、电量分时计量和传输条件。其中：负荷类虚拟电厂作为用电侧主体参与交易，其参与电力中长期、电力现货等市场交易规则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，其参与电力中长期、电力现货等市场交易规则参照新能源厂站相关规定执行；混合类虚拟电厂在批发市场的计量数据由聚合的发用电资源计量数据分别叠加形成，不得相互冲抵，初期为便于操作可将发电类资源和负荷类资源分别聚合形成控制单元，后续逐步探索开展融合交易。

　　一是实施一批虚拟电厂试点。按照“试点先行、差异发展、逐步推广”原则，组织开展试点申报工作，鼓励经营主体充分利用现有售电公司、车网互动、综合能源管理等系统平台，完善资源挖掘、需求分析、资源聚合等功能，差异化开展虚拟电厂建设，探索可预期、可持续的商业化运营模式。对试点建立定期跟踪评估机制，协调推动虚拟电厂发展过程中的难点问题。待业务模式成熟、市场机制完善后，由市场经营主体常态化、自主化开展虚拟电厂建设运营。

　　二是不断完善虚拟电厂发展体系机制。编制支持虚拟电厂发展的系列配套规则文件，不断研究完善适应虚拟电厂发展的市场规则，逐步放宽虚拟电厂高比例中长期电量的约束，鼓励虚拟电厂积极参与现货和应急调节交易。做好虚拟电厂运营管理平台建设和运维，结合虚拟电厂参与需求响应、电能量等市场的规则边界，指导做好虚拟电厂方案评估、统一接入、能力校核、调度运行等工作。电力交易中心负责虚拟电厂市场注册、交易组织、交易申报、市场结算、信息披露和退市等工作。鼓励虚拟电厂积极参与并深入融合节能服务、能碳管理、绿电交易等领域，不断培育虚拟电厂发展新模式。

　　三是持续推进虚拟电厂系统平台建设。省电力公司依托新型电力负荷管理系统建设虚拟电厂运营管理平台，为全省虚拟电厂提供运营商平台接入、资格审核、能力校核、运行监测、运行效果评价等服务工作，实现全省虚拟电厂的统一管理、统一服务。虚拟电厂运营商根据有关技术规范，自建、购买或租赁虚拟电厂运营商平台，按要求接入虚拟电厂运营管理平台或调度自动化系统，并满足相应系统功能、调节性能、数据交互、安全防护等要求，实现用户管理、资源管理、运行控制、市场交易等功能。

　　四是着力提升虚拟电厂运行水平。指导虚拟电厂运营商加强自身安全管理，通过协议等方式明确虚拟电厂与其所聚合资源的安全责任，严格执行涉网安全管理相关规定，服从调度机构的统一调度管理，落实网络安全防护、数据安全管理等各项要求，建设覆盖平台、通信网络、终端设备的安全防护体系，有效防范网络攻击与数据泄露风险。在电网紧急情况下，虚拟电厂应公平承担有序用电、紧急负荷调控等义务。

　　（一）加强工作协同。省能源局牵头建立完善虚拟电厂发展工作机制，统筹推进全省虚拟电厂建设运营，组织省电力公司等相关单位和各市场主体研究虚拟电厂发展工作，及时优化管理流程和技术要求，明确相应管理规范，研究储备支持政策。江西省电力调度控制中心、江西电力交易中心、江西省电力负荷管理中心做好协调配合，支持虚拟电厂系统接入、市场注册、交易组织等相关服务，并对建设运营工作提出技术和管理意见，合力推动虚拟电厂发展。

　　（二）加强政策支持。支持符合条件的虚拟电厂申报“两新”（大规模设备更新和消费品以旧换新）等政策支持，推荐符合条件的虚拟电厂申报国家级试点示范。鼓励金融机构为虚拟电厂建设提供低息贷款、信用担保、绿色债券等支持，不断降低虚拟电厂建设和运营成本。结合电力市场建设、新能源开发利用、电力供需平衡等情况，持续完善虚拟电厂参与需求响应、辅助服务和电能量市场等交易机制，为虚拟电厂发展提供政策支持。

　　（三）加强宣传推广。加强国家和我省虚拟电厂相关政策、经验成果、典型案例的宣传推广，鼓励虚拟电厂运营商加强模式创新和技术引领。组织虚拟电厂运营商和相关电力用户开展政策宣贯培训，提高社会对虚拟电厂的认知度和参与度。

　　为贯彻落实国家发展改革委、国家能源局《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（发改能源〔2024〕1128号）、《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号）等文件精神，规范开展虚拟电厂建设和运营管理工作，引导和推动虚拟电厂健康发展，省能源局编制了《江西省虚拟电厂建设运营工作指南》。现予以印发，请遵照执行。

　　为贯彻落实国家发展改革委、国家能源局《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（发改能源〔2024〕1128号）、《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号）等文件精神，积极支持新型主体创新发展，加快提升我省虚拟电厂的发展规模和水平，规范开展虚拟电厂建设和运营管理工作，引导和推动虚拟电厂健康发展，结合我省实际，制定本指南。

　　按照国家发展龙8国际唯一官网改革委、国家能源局关于推进虚拟电厂发展的工作要求，借鉴国内先进省份虚拟电厂建设运营经验，按照“政府部门主导、电网企业服务、运营主体实施”的工作原则，结合江西能源资源禀赋和供需实际，规范虚拟电厂功能形态，强化虚拟电厂资源聚合、系统接入、注册准入、运营管理、市场交易等关键环节管理，不断优化完善建设运营流程和相关技术要求，支持并鼓励包括民营企业在内的各类社会资本结合自身优势投资、建设、运营虚拟电厂，发挥好虚拟电厂在增强电力保供能力、促进新能源消纳、完善电力市场体系等方面的重要作用。

　　虚拟电厂系统主要由虚拟电厂运营管理平台（以下简称“运管平台”）、虚拟电厂运营商平台（以下简称“运营商平台”）、虚拟电厂终端以及相关信息通信网络组成。其中：

　　虚拟电厂运营管理平台是指国网江西省电力有限公司依托新型电力负荷管理系统建设，与各虚拟电厂运营商平台互联，用于对虚拟电厂开展负荷信息采集、预测分析、测试、调控、服务的软硬件平台，是开展电力需求侧管理的信息技术辅助系统，是服务虚拟电厂建设、运营的重要实施平台。参与电力现货交易、辅助服务交易的虚拟电厂按要求接入调度自动化系统，接受调度机构的调控，调控情况与虚拟电厂运营管理平台交互共享。

　　虚拟电厂运营商平台是指由虚拟电厂运营商运营并接入运管平台，实现平台运营、资源聚合、运行监控、业务管理、控制执行等功能的软硬件平台系统。

　　虚拟电厂终端是指实现数据采集、信息接收及控制执行等功能，并能够与运营商平台进行信息交互的设备或系统模块，部署于用户设备侧，对下接入用户设备管理系统或直接接入具体设备。

　　江西省能源局牵头建立完善虚拟电厂发展工作机制，组织制定、完善虚拟电厂发展配套政策、管理规范、技术要求等。与国家能源局华中监管局等共同研究制定完善虚拟电厂参与电力市场相关规则，及时指导电网企业、电力交易机构等解决虚拟电厂参与市场交易相关问题，并对虚拟电厂建设运营工作进行监督。

　　国网江西省电力有限公司配合主管部门对省内虚拟电厂建设与运营进行管理，开展虚拟电厂建设运营技术指导和监督评价工作，负责为虚拟电厂及其聚合用户提供相关费用结算与收付服务。制定电网应急预案和处置流程，明确虚拟电厂与电网企业各部门的职责分工，将虚拟电厂纳入电力安全应急模拟演练，不断提升应急响应与快速恢复水平。

　　江西省电力负荷管理中心（以下简称“省负荷管理中心”）负责省内虚拟电厂及其聚合用户接入测试、能力认证、数字能力证书管理、运行监测、效果评估、需求侧管理、技术支持服务等工作，会同有关部门制定虚拟电厂代理服务协议等标准合同模板，进一步细化明确系统平台接入、资源录入、注册准入等业务流程。

　　江西省电力交易中心（以下简称“交易中心”)为省内虚拟电厂提供市场注册与变更服务，为虚拟电厂参与中长期市场、需求响应市场提供交易组织与出清等服务，出具虚拟电厂电能量市场、辅助服务市场、需求侧市场化响应等结算依据，开展虚拟电厂的履约保函管理工作。

　　江西省电力调度控制中心（以下简称“调控中心”)负责组织省内虚拟电厂参与现货、辅助服务市场，对接入电网调度控制系统的虚拟电厂提出接入技术要求。

　　虚拟电厂运营商负责虚拟电厂运营商平台建设、资源聚合、注册接入、参与各类市场交易等工作。在电网发生紧急情况时，组织聚合资源按要求执行调节指令。

　　运管平台向全省范围内虚拟电厂提供接入管理、运行管理等服务，向调控中心和交易中心提供虚拟电厂参与电力市场的相关数据和服务支撑。虚拟电厂接入运管平台步骤包含：

　　（一）接入申请。虚拟电厂运营商通过运管平台向省负荷管理中心提交《虚拟电厂接入业务申请单》，并上传相关资料和运营商平台安全等级保护证书、平台域名、网络端口等基础信息，虚拟电厂运营商平台为购买或租赁的，应提供购买或租赁合同。省负荷管理中心对虚拟电厂基础信息的真实性、完整性进行复核，并会同调度机构组织开展运管平台或调度自动化系统端口联调及测试。纳入涉网安全管理范围的虚拟电厂应签订并网调度协议，严格执行涉网安全管理相关规定，服从调度机构的统一调度管理。

　　（二）资源录入与能力校核。虚拟电厂运营商应在省负荷管理中心完成接入申请复核后15个工作日内通过在线填报等方式完成所聚合资源信息录入和聚合协议上传工作。虚拟电厂运营商在资源录入完成后，由省负荷管理中心在15个工作日内组织或委托具备相关资质能力的第三方机构开展能力校核，校核应包含调节容量、调节速率、调节精度等指标。校核完成后由省负荷管理中心出具《虚拟电厂调节能力核验凭证》。

　　（三）平台接入。虚拟电厂运营商向省负荷管理中心确认接入规模并签订平台接入协议后，正式接入虚拟电厂运营管理平台。需要接入电网调度控制系统的，与调度机构签订并网调度协议后接入调度控制系统。

　　（一）安全能力建设。虚拟电厂运营商应加强自身安全管理，通过协议等方式明确虚拟电厂与其所聚合资源的安全责任，严格遵守《电力监控系统安全防护规定》等政策法规和标准规范，落实网络安全防护、数据安全管理等各项要求，使用满足要求的密码产品，建设覆盖平台、通信网络、终端设备的安全防护体系，有效防范网络攻击与数据泄露风险。

　　（二）提升可靠运行水平。纳入涉网安全管理范围的虚拟电厂应签订并网调度协议，严格执行涉网安全管理相关规定，服从调度机构的统一调度管理。虚拟电厂应加强系统交互相关软硬件安全管理，积极参与或响应安全应急模拟演练，提升应急响应和故障快速处理能力，在电网紧急情况下，虚拟电厂公平承担有序用电、紧急负荷调控等义务。

　　虚拟电厂和其聚合的各类资源对应的经营主体应按照《售电公司管理办法》《电力市场注册基本规则》等要求，在省负荷管理中心完成能力测试并在交易中心完成注册后方可参与各类电力市场交易。虚拟电厂注册时应明确其类型，同一运营商可同时申请多种类型虚拟电厂。交易中心会同省负荷管理中心、调控中心对虚拟电厂注册信息进行校核，并对完成注册的虚拟电厂实行动态管理。

　　1.注册信息变更。虚拟电厂注册信息变更参照《售电公司管理办法》执行，虚拟电厂运营商的统一社会信用代码、法定代表人、业务范围等重大注册信息发生变化，应在5个工作日内向交易中心申请注册资料变更，并将变更信息同步至运管平台。

　　2.调节能力变更。虚拟电厂因新增、减少聚合资源用户或调节容量、调节速率、响应时间等指标发生重大变化时，应向省负荷管理中心申请调节能力变更，由省负荷管理中心组织开展变更校核，出具能力校核报告或更新《虚拟电厂调节能力核验凭证》，变更信息同步至相关运营机构。虚拟电厂运营商应保持聚合资源相对稳定,资源变更周期应不少于3个月。

　　虚拟电厂参与电力市场前，根据其参与的交易品种向交易中心提交相应的履约保函或保险。

　　（一）电能量交易。选择以虚拟电厂聚合方式参与电能量交易的电力用户，其与虚拟电厂的聚合关系与该用户的电能量零售代理关系应保持一致。虚拟电厂可结合自身发用电特性，以聚合控制单元为最小单位参与年度、月度、多日等周期的电力中长期交易，并全电量参与电力现货交易出清，具体按照《江西省电力中长期交易实施细则》《江西省电力现货交易实施细则》等执行。虚拟电厂在最大上、下网容量范围内，可结合自身灵活调节能力优化调整电力电量申报策略，对因报价原因引起的弃限电不纳入新能源消纳统计。虚拟电厂公平承担市场运营费用、不平衡资金等相应分摊费用，按照上、下网电量分别计算。

　　（二）需求响应交易。负荷类虚拟电厂默认参与需求响应。市场化需求响应启动后，由电网企业根据电力供需和消纳情况提前发布需求响应范围、容量需求、响应时段等信息，虚拟电厂以报量报价方式参与竞价，并按照出清结果完成需求响应。

　　（三）电力辅助服务交易。虚拟电厂参与电力辅助服务交易按照电力辅助服务市场相关规则执行。虚拟电厂不得以同一调节行为在辅助服务、需求响应和电能量市场重复获取收益。

　　虚拟电厂及聚合用户的费用结算以电网企业计量装置数据为计量依据，以发、用电户号为单元进行计量、监测、结算。虚拟电厂在批发市场的计量数据由聚合的发用电资源计量数据分别叠加形成。

　　交易中心根据虚拟电厂签订的代理合同或套餐（零售套餐）约定条款，负责向虚拟电厂和聚合电力用户出具结算依据。虚拟电厂相关费用按月结算至虚拟电厂运营商账户，聚合电力用户收益在结算电费时予以支付。

　　虚拟电厂应遵守需求侧市场化响应、电能量市场和辅助服务市场等相关考核规则，承担相应考核费用。

　　由虚拟电厂运营商向交易中心提交书面申请，明确退出原因和计划的终止交易月等，按要求完成市场运营机构相关退出流程，申请退出前应将所有有效期合约履行完毕或转让，经公示无异议后方可退出市场，退出结果同步至运管平台。

　　出现以下情形之一，强制虚拟电厂退出电力市场，再次入市应重新履行注册手续。

　　（1）隐瞒有关情况或者在调节能力核验中提供虚假材料，违规取得注册资格且拒不整改。

　　（2）经过程跟踪发现虚拟电厂未持续满足注册条件，且未在规定时间内整改到位的。

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