报告链接：江苏省虚拟电厂市场投资建设与发展前景预测分析报告（2025版）

报告链接：江苏省新能源智能微电网市场投资建设与发展前景预测分析报告（2025版）

省发展改革委关于促进我省虚拟电厂高质量发展的通知

各设区市发展改革委，省电力公司、江苏电力交易中心、相关电力企业：

根据《国家发展改革委国家能源局关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源[2025】357号）、《国家能源局关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》（国能发法改[2024】93号）等文件要求，为促进我省虚拟电厂高质量发展，提升电力系统调节能力和保供水平，扩充新型主体参与电力交易模式，服务构建新型电力系统和高质量能源体系，现就有关事项通知如下。

一、创新服务管理

(一)构建三级管理体系。完善虚拟电厂发展体系，推进“省级市场、市(县)级管理、园区(企业)级服务”三级管理体系建设，加快推动技术创新、模式创新和机制创新，充分发挥虚拟电厂资源聚合能力、灵活调节能力等优势,在确保电网安全稳定促进新能源消纳等方面发挥积极作用。到2030年，力争虚拟电厂调节能力达到500万千瓦以上。

(二)推广三类应用领域。充分发挥虚拟电厂特点，不断提升电力市场、需求响应和综合能源服务三类应用领域的参与能力，稳步扩大虚拟电厂应用规模，拓展多元化收益，支持虚拟电厂可持续发展。推动虚拟电厂参与省内电力市场、跨区域电力市场，完善需求响应规则，鼓励拓展综合能源服务业务类型，重点建设首批100个虚拟电厂项目(附件1)。

(三)完善三级集成平台系统。省级市场主要依托电力交易平台、电力调度自动化系统和新型电力负荷管理系统，制定建设运营方案(附件2)，为虚拟电厂系统接入、市场参与、需求响应等提供支撑和服务。市(县)级虚拟电厂集成平台系统可根据辖区内虚拟电厂的发展进程和管理需要，接入全市(县)虚拟电厂进行动态监测，适时建设可调节资源库，推动虚拟电厂因地制宜发展，提升区域电力调节能力。园区(企业)级虚拟电厂运营商集成平台系统需具备监测、预测、指令分解执行等功能，优化调控聚合资源。

二、拓展应用领域

(四)鼓励参与电力市场。具备条件的虚拟电厂可参与电力中长期、现货、辅助服务等各类电力市场，鼓励虚拟电厂运营商聚合多时间尺度(秒级、分钟、小时、日前)与多空间范围(地区、电网分区、节点)的可调节资源，匹配聚合目标，实现资源分层、分区、分类聚合，提高参与电力市场的能力。围绕聚合分散电力资源、增强灵活调节能力、促进新能源消纳等不同场景:打造苏州市综合智慧零碳电厂、江宁开发区能碳虚拟电厂、万帮虚拟电厂等一批虚拟电厂项目。

(五)有序参与需求响应。落实《关于印发江苏省电力需求响应实施细则的通知》(苏发改规发【2024】2号)等相关政策要求，支持虚拟电厂有序参与电力需求响应，充分发挥虚拟电厂在缓解电力供需矛盾、提升电力系统灵活性和保障经济社会发展用能方面的重要作用。鼓励虚拟电厂运营商运用智能化手段实现对多类型分布式资源的灵活调用，提升需求响应的精准度与实时度。支持虚拟电厂与电网企业、电力市场运营机构协同创新，丰富需求响应服务类型，提高资源参与度。到2030年，虚拟电厂参与需求响应能力达到200万千瓦。

(六)拓展综合能源服务。鼓励虚拟电厂积极应用先进技术手段，拓展综合能源服务范围，探索包括能源托管服务、综合能源管理、冷热电联供协同优化、能源大数据分析、节能降碳改造

碳资产开发与管理、碳交易、聚合绿电交易等多元化商业应用场景,培育多元化商业模式，促进虚拟电厂业务向平台化、数字化智能化、生态化方向发展,加快形成虚拟电厂健康发展的生态圈打造类型多样、各具特色、可复制推广的综合能源服务模式，为企业和园区实现降碳增效、绿色转型提供有力支撑。

三、提高发展质效

(七)提升新能源消纳能力。鼓励虚拟电厂依托数字化、智能化管理手段，广泛聚合用户侧各类可调节资源，通过市场化方式参与新能源消纳。支持虚拟电厂聚合分布式光伏、分散式风电用户侧储能和可调节负荷等多元资源协同运行，探索与配电网微电网的多层级互动，实现就地消纳和灵活调配。通过创新调控方式提升新能源消纳能力，实现主动适应新型调度体系。

(八)增强系统调节能力。鼓励虚拟电厂不断拓展聚合资源类型,优先纳入具备快速响应能力的资源,被聚合的分布式光伏分散式风电等要按照相关规定逐步具备可观、可测、可调、可控能力。鼓励虚拟电厂通过参与电力现货、辅助服务等市场和需求响应，响应价格信号，不断优化负荷曲线、提升系统调节灵活性，支持虚拟电厂运营商加强平台建设，实现对用户侧储能、可调负荷等资源的直接控制和高效管理，强化实时调节能力。

(九)提高电力保供能力。鼓励建设和发展直控型虚拟电厂作为电力调度体系的重要补充。鼓励虚拟电厂通过市场化创新机制，参与电力现货、辅助服务等市场，做好与需求响应、有序用

电等负荷管理机制的协同。推动虚拟电厂在电力供应紧张、极端天气等特殊时段，灵活参与电力动态平衡和应急调度，提升电网安全及保供水平。

四、强化发展基础

(十)支持各类主体参与。鼓励发电企业、工业园区管理机构、大型商业综合体运营方、能源服务公司、充电设施运营商分布式能源企业等通过新成立或依托售电公司等现有经营主体成立虚拟电厂运营商，开展虚拟电厂建设、运营。支持民营企业通过控股主导、成立联合体等方式积极投资、建设、运营虚拟电厂，鼓励相关主体、行业协会及科研机构等推动建立虚拟电厂交流平台，组织技术创新交流、建设成果展示、经验分享活动，推广先进经验和典型案例，营造促进虚拟电厂发展的良好社会氛围。

(十一)完善市场机制。按照“一个市场、多种产品”的基本原则，统筹开展电力中长期、现货、辅助服务等市场和需求响应规则设计，进一步强化各类交易间的有机衔接、深度融合。探索推动虚拟电厂等具备灵活调节能力的资源,按电网分区或节点聚合资源参与电力现货市场，适度放开参与现货市场电量比例，引导其充分发挥调节能力。优化零售市场价格传导机制，鼓励虚拟电厂通过合同约定将现货市场的价格信号传导至终端用户，利用价格信号引导聚合的用户响应市场需求。

(十二)构建数智支撑。聚焦云计算、大数据、人工智能等

数字化技术，加强虚拟电厂新技术研发与智能应用，鼓励围绕以智能交易辅助决策、分级调度与协同运行、分布式资源运行优化与能量互动、碳足迹分析与管理等领域的关键技术创新。推动分布式资源智能控制硬件终端、车网互动型充电桩/换电站调控组件、计量通信芯片模组等虚拟电厂关键核心设备产业化。鼓励高校、协会、电力企业、虚拟电厂运营商等在技术标准、通信标准等方面加强合作，推动虚拟电厂标准化、安全有序发展，构建较为完善的虚拟电厂发展生态。

(十三)深化车网互动应用。推动虚拟电厂有效聚合充电设施，加强电动汽车与电网双向互动能力建设。支持南京、常州、无锡等地区依托国家车网互动试点建设的优势，聚合充换电设施发展虚拟电厂，加强研发交直流V2G关键技术与装备，验证参与电力市场的实施路径，挖掘等效储能潜力。鼓励车企和电池企业完善电池质保体系，强化虚拟电厂与车网互动业务协同，引导提升电动汽车用户的参与积极性，在居民私人桩、公共充(换)电站、公交充电站、换电站等领域，打造南京宁电通、常州武进创新园等一批引领性车网互动双向充放电项目。

五、加强组织实施

(十四)加强组织领导。各设区市发展改革委要统筹做好辖区内可聚合资源拓展、虚拟电厂管理等工作，充分考虑资源禀赋区位优势和发展基础，引导园区、企业建设虚拟电厂。强化政企协同，因地制宜建立协同推进工作机制。虚拟电厂运营商要高效

组织分散资源积极参与电网互动，深化技术迭代升级与运营模式创新。

(十五)优化配套服务。积极落实“两新”(大规模设备更新和消费品以旧换新)、新型政策性金融工具等政策，对符合投向要求的虚拟电厂项目，加大支持力度。鼓励金融机构为虚拟电厂软硬件产品等上下游产业提供低息贷款等政策支持。电网企业、电力市场运营机构要持续提升服务虚拟电厂参与系统运行和电力市场水平。

(十六)强化信息披露。电网企业、电力调度机构、电力市场运营机构要及时公开相关技术标准、规范要求、输送能力、运行情况、价格标准等信息，为虚拟电厂运营商投资、经营决策、参与市场交易等提供公开透明的信息。虚拟电厂运营商要按照所参与市场的要求公示相关信息。

附件:1.江苏省虚拟电厂首批建设项目清单

2.江苏省虚拟电厂建设运营工作方案

江苏省虚拟电厂建设运营工作方案

为推动虚拟电厂在我省高质量发展，形成规范化、规模化、常态化、市场化发展格局，扩充电力市场交易主体，提升电力系统调节能力和电力保供水平，《国家发展改革委国家能源局关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》(发改能源〔2025】357号)《国家能源局关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》(国能发法改(2024】93号)等文件制定本工作方案。

定义。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。

资源。虚拟电厂可聚合的资源包括未纳入电力调度机构直接管理的分布式光伏、分散式风电、可调节负荷、用户侧储能、充换电基础设施等。同一资源仅能与一家虚拟电厂建立服务关系。被聚合的分布式光伏、分散式风电应具备或逐步提升可观、可测、可调、可控能力，具体技术标准和进度要求按照相关主管部门规定执行。

应用。虚拟电厂运营商是虚拟电厂建设、运营企业，组织虚拟电厂按照相关规定参与江苏电力交易市场、需求响应，提供综合能源管理等综合能源服务，获取相应收益。

职责分工

江苏省发展改革委(能源局)是全省虚拟电厂发展牵头部门，负责研究制定省内虚拟电厂发展政策、管理规范，指导虚拟电厂参与各类电力市场与需求响应配套文件的编制与修订，支持各有关主体建立虚拟电厂发展交流平台，推动建立地方技术、管理标准，指导电力调度机构、电力负荷管理中心、江苏电力交易中心等单位提供保障服务、开展相关业务。

国家能源局江苏监管办按照《国家发展改革委国家能源局关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》(发改能源〔2025】357号)等文件要求负责相关工作。

各设区市发展改革委负责统筹本地区可调节资源，推动虚拟电厂建设和发展。结合分布式能源资源禀赋、用户用电特征、产业结构等实际，因地制宜制定支持政策，拓展资源聚合范围，推动商业模式创新，优化虚拟电厂运营环境。积极协调相关部门和企业，提升辖区内虚拟电厂的参与度和服务能力，促进虚拟电厂健康有序发展。

江苏电力交易中心根据《电力市场运行基本规则》(2024年国家发展改革委第20号令)《江苏省电力中长期交易规则》等文件要求，负责虚拟电厂参与各类电力市场交易的市场注册，中长期、现货交易申报并提供结算依据，信息披露等工作，负责虚拟电厂参与中长期市场(包括绿电)的交易组织工作，并组织虚拟电厂运营商开展交易规则等培训工作。

电力调度机构按照《电力现货市场基本规则(试行)发改能源规〔2023〕1217号)《江苏省电力现货市场运营规则(V2.0版)》等文件要求，负责接入调度自动化系统的虚拟电厂参与电力现货市场、辅助服务市场的能力认定、系统接入服务、签订并网调度协议等。若发生影响电网安全稳定运行的情况，虚拟电厂及被聚合资源应接受电力调度机构统一指挥。

电力负荷管理中心根据《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》(发改能源〔2025]357号)《江苏省发展改革委关于印发江苏省电力需求响应实施细则的通知》(苏发改规发〔2024】2号)等文件要求，负责接入新型电力负荷管理系统的虚拟电厂的注册、接入、能力认定等业务，组织签订负荷确认协议和出具能力检测报告。根据《电力负荷管理办法(2023年)》，配合政府主管部门组织虚拟电厂参与需求响应。

二、建设运营

(一)投资运营。各类主体可通过新成立运营主体，或依托售电公司、微电网、综合能源服务公司等成立运营主体开展虚拟电厂建设、运营。支持民营企业积极投资、建设、运营虚拟电厂，促进电力领域民营经济加快发展。

1、虚拟电厂运营商可依法依规聚合资源参与电力中长期、现货、辅助服务等各类电力市场和需求响应，享有市场主体的平等参与权利，并可根据实际情况提供综合能源服务。

2、虚拟电厂运营商应按照相关政策和市场规则，履行市场注册、能力认定、交易申报、合同履约、信息报告等义务，确保所聚合资源合规参与、高效运营。尊重被聚合资源的自主选择权，合理分配收益，保护其合法权益。

(二)标准建设。鼓励虚拟电厂参照《虚拟电厂管理规范》(GB/T44241-2024)《虚拟电厂资源配置与评估技术规范》(GB/T44260-2024)等推荐性国家标准建设、管理，推动虚拟电厂标准化、安全有序发展。

(三)平台运维。虚拟电厂应适时建设运营商系统(平台)，根据开展业务宜具备聚合资源监测、负荷预测、发电预测、辅助决策、指令分解、优化调控等功能，按有关规则响应调度系统、需求响应系统指令，向聚合资源用户提供各类综合能源服务。

(四)网络防护。对接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统的虚拟电厂，应满足系统准入、信息网络安全防护等相关要求。

(五)综合能源服务。虚拟电厂可以智能微电网、工商业园区、工业企业、大型公共建筑等为单元聚合资源，开展多元化综合能源服务，推动虚拟电厂由单一电力调节型向综合能源服务型转变，创造持续、稳定的服务价值。

1、虚拟电厂可开展能源托管服务、分布式电源代运维冷热电联供协同优化、能源大数据分析、节能降碳改造、碳资产开发与管理、碳交易、聚合绿电交易等业务，拓展商业模式，提供多元化服务，提升市场竞争力。

2、建立健全运营管理制度，规范资源聚合、数据采集与安全、用户服务、风险防控等各环节流程。虚拟电厂运营商应依法合规开展业务，保护用户信息安全，确保碳资产绿电等相关交易的真实性和合规性，定期向主管部门报送运营数据和业务报告，接受相关监督检查。

3、具备开展相应综合能源服务的技术服务能力和专业团队，鼓励采用负荷优化管理、能效诊断与提升等技术手段提升运营效率和服务水平，促进虚拟电厂业务向平台化、数字化、智能化、生态化方向发展。

(六)市场参与。虚拟电厂参与电力中长期、现货、辅助服务等各类市场的，应按照不同市场要求，完成注册、公示、资源聚合等规范性程序，具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段。

1、虚拟电厂市场注册条件及流程初期参照售电公司执行，并提供由电力负荷管理中心出具的调节能力检测报告和负荷确认协议。

2、虚拟电厂参与各类电力市场交易时，与电力用户的聚合关系应与该用户的电能量零售代理关系保持一致。

3、虚拟电厂聚合充换电基础设施的，应建立健全与充电设施运营管理平台的数据对接和业务协同机制，实现充换电设施接入的标准化、规范化。

4、虚拟电厂应与被聚合资源签订明确的合作协议，优化零售侧价格传导机制，保障各方权益。鼓励虚拟电厂通过多元化、激励性的收益分配机制，提升资源主动性和参与积

极性，促进虚拟电厂健康可持续发展

(七)需求响应。探索建立并完善与现有电力市场价格体系衔接的市场化需求响应价格机制。

(八)退出管理。虚拟电厂退出时，应根据参与市场或开展综合能源服务的实际情况，按相关规定完成注销或退出手续。

1、参与电力市场或需求响应的虚拟电厂退出时，应按市场管理规定在电力交易平台、接入系统等完成注销流程。2、开展综合能源服务的虚拟电厂退出时，应依照与服务对象签订的合同及相关行业管理规定完成相关退出手续。保障服务对象在退出流程期间的基本服务不间断，协助用户完成新服务商的服务交接。涉及用户数据、资产、结算等事项的，应依法合规完成数据交接、资产清算和结算，确保用户信息安全和资金安全。对用户已签约但未履约的服务部分，应按照合同约定及时退还或赔付，确保用户权益不受损失。

3、虚拟电厂退出后，其聚合资源可重新选择其他虚拟电厂运营商。

三、接入管理

参与电力市场交易与需求响应的虚拟电厂运营商应按《国家发展改革委国家能源局关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》(发改能源〔2025〕357号)等文件要求完成相关系统接入。

一)资质要求

虚拟电厂运营商应为具有独立法人资格、独立财务核算、能够独立承担民事责任的经济主体。同一运营商只能运营一个虚拟电厂。运营商具备聚合可调节负荷以及分布式电源、用户侧储能等资源的能力，聚合的资源应具有电网企业独立营销户号。单一资源不能同时被两个及以上虚拟电厂聚合。探索无独立营销户号、单独装表结算的用户侧储能、充电设施等优质荷端资源参与电网互动机制。

(二)接入申请

运营商根据参与需求，向电力负荷管理中心或电力调度机构提交虚拟电厂接入申请单、聚合用户关系(含聚合协议等)、可调节资源信息等相关资料并盖章(运营商单位公章)接入新型电力负荷管理系统或调度自动化技术支持系统(含现货支持系统)。运营商应保证提交资料的真实性、完整性。

(三)能力检测

电力负荷管理中心依据《虚拟电厂管理规范》(GB/T44241-2024)组织开展能力检测工作，分别对虚拟电厂聚合容量、调节能力等方面开展首次接入检测、变更检测、周期性能力检测，并出具调节能力检测报告。能力检测评价结果可作为虚拟电厂参与电力中长期、现货、辅助服务等各类市场和需求响应的依据。虚拟电厂在各类市场和需求响应中申报调节量不得超过能力检测报告中调节量上限。

(四)资源入库

电力负荷管理中心与虚拟电厂运营商签署负荷确认协议，颁发《虚拟电厂数字证书》，按照虚拟电厂能力检测报

告划分的等级，在新型电力负荷管理系统中分级分类分区统一管理。

(五)运行管理

虚拟电厂运营商对其聚合资源开展常态化运行监测，按要求上送虚拟电厂整体及其聚合用户的调节能力曲线、分路资源实时负荷曲线等数据。电力负荷管理中心应依托新型电力负荷管理系统对运营商平台开展日常运营评价，对其运行可靠率、网络延时、数据丢包率等平台性能指标进行监测、评价;对其上报的月度、日前、实时等维度运行数据、预测数据和可调节能力等进行监测、评价。

虚拟电厂及其聚合资源不得在同一时间内以同一调节行为重复获得电力现货、辅助服务等各类市场和需求响应收益。

(六)信息公开

电网企业、电力调度机构、电力负荷管理中心、江苏电力交易中心等应及时公开相关技术标准、规范要求、输送能力、运行情况、价格标准等信息，为虚拟电厂运营商投资和经营决策提供公开透明信息，虚拟电厂运营商要承担保密义务。

电网企业、电力调度机构、电力负荷管理中心、江苏电力交易中心和虚拟电厂运营商等要安全维护被聚合资源的用户信息、企业生产、计划数据等信息，保护用户隐私不受侵犯。

四、计量结算

(一)表计。虚拟电厂运营过程中，发、用电应分别计量，具备独立计量条件，电网企业需按照规定提供、安装符合国家标准的计量装置，由计量检测机构检定合格后投入使用。

参与电力中长期、现货、辅助服务等各类电力市场和需求响应的虚拟电厂，应符合《电力市场计量结算基本规则》等有关计量结算要求，按照各市场规则开展费用结算。

(二)结算。虚拟电厂运营商不直接参与电力零售或终端用户结算，聚合资源用户的市场化电费原则上由江苏电力交易中心出具结算依据，聚合资源用户的非市场化电费原则上由电网企业出具电费账单，并直接与聚合资源用户进行电费结算。虚拟电厂运营商公平承担市场运营费用、不平衡资金等，按照上、下网电量分别计算分摊费用。

虚拟电厂可依据与聚合资源签署的协议，按照合同约定与聚合资源用户分成参与电力市场、需求响应收益，收取综合能源服务费用。结算流程和方式应符合电力市场、电网企业等管理要求，保障各方权益。