湖南省发展和改革委员会

关于印发湖南省虚拟电厂参与局部电力需求响应试点工作方案的通知

湘发改能源〔2026〕30号

各相关单位：

为落实《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号）要求，夯实虚拟电厂参与电力市场工作基础，特制定湖南省虚拟电厂参与局部电力需求响应试点工作方案，现印发给你们，请遵照执行。

附件：湖南省虚拟电厂参与局部电力需求响应试点工作方案

湖南省发展和改革委员会

2026年1月16日  

    附件

湖南省虚拟电厂参与局部电力需求响应试点工作方案

一、总体目标

拓展虚拟电厂调节服务应用场景，引导虚拟电厂逐步提高技术能力，支持新型储能、车网互动等先进调节技术及业务模式在电力需求侧广泛应用，提高电力负荷管理中心对需求侧调节资源的分区分类管理能力，为虚拟电厂更为深入地参与电力系统运行与电力市场运营积累实践经验，为需求侧调节资源更为深入地参与局部断面、设备重过载等复杂场景积累实践经验。

二、工作职责

湖南省能源局是虚拟电厂归口管理部门，负责试点工作中各相关单位的组织协调，负责重大问题的协商解决。

湖南省发展改革委运行处、价调处负责局部电力需求响应试点区域批复，负责需求响应执行情况调度及调节费用审核，负责需求响应调节费用成本疏导的统筹安排。

市州电力运行主管部门负责组织本地区试点区域初步审核，负责局部电力需求响应措施执行组织，负责本地区试点工作中重大问题的协商解决。

各级电力调度机构负责局部电力需求响应需求提出，负责做好试点工作与电网安全稳定运行保障措施的衔接。

各级电力负荷管理中心负责响应邀约、过程监测、效果评估等调节组织工作。

虚拟电厂负责组织聚合对象开展负荷调节执行，负责开展技术能力建设，持续提升负荷调节性能。

国网湖南电力及其属地供电单位负责开展试点区域选择研究，负责开展响应费用结算，负责保障响应组织基础数据质量。

三、组织模式

试点工作方案在《湖南省虚拟电厂管理工作细则（试行）》、《湖南省电力需求响应实施办法》的总体框架下，对参与主体与调节场景进行了拓展。分为平时期负荷下调、平时期负荷上调、保供期负荷下调三类场景。

平时期负荷下调、负荷上调两类场景调节资源针对虚拟电厂，选取部分供电区域试点，试点区域经省发改委批复同意后，由市州电力运行主管部门组织实施。在电网运行安全风险可控时，可优先启动局部电力需求响应措施应对，若超出安全风险可控范围，属地供电机构应及时采取负荷转供等方式应对。

保供期负荷下调场景在每年1、2、7、8、12月，在电力市场调节、集中资源调节、平时期负荷下调等措施用尽后，局部电网仍存在运行风险，局部需求响应调节资源可扩大至全量需求响应资源，调节区域可扩大至湖南电网，由省发改委统一组织实施。

四、工作内容

（一）平时期试点区域选取标准

在国网湖南省电力有限公司供电区范围内，综合考虑虚拟电厂资源、电网数据质量等方面需具备的基本条件，按照以下标准选择试点区域。

1.电网侧基本条件

试点区域应为同一地市级调度机构直接管辖的220千伏或110千伏变电站供电区域。配网自动化覆盖率达80%以上，自动化装置在线率达90%以上，遥控成功率达90%以上。查询国网湖南省电力有限公司数据质量平台，试点区域内营销异常数据条数和设备异常数据条数保持清零。

2.需求侧基本条件

至少建成并正式投运一个虚拟电厂。虚拟电厂在试点区域内总调节容量应满足不小于1兆瓦、连续响应时间不低于1小时。

（二）平时期试点区域申报审批

每年3月、8月各组织一次试点区域申报及审批工作，审批后有效期不超过一个自然年度。

市州供电公司按照标准选取试点区域，经市州电力运行主管部门同意后，报国网湖南电力进行初步审核，最终由国网湖南电力统一报省发改委批复。

（三）启动条件

1.当试点区域满足以下启动条件中的其中一项，短时不会超越电网运行安全阈值前提下，可调用负荷下调局部需求响应资源。

(1)变电站重载：指110kV及以上变电站预测负载率超过80%但不超过100%、持续2小时。       

(2)输电线路重载：指重要输电线路预测负载率超过80%但不超过100%、持续90分钟。

(3)配电线路重载：指重要配电线路预测负载率超过90%但不超过100%、持续60分钟，且无法实施有效转供的。

(4)设备异常预警：评估主要隔离开关、开关柜等关键设备发生故障，需短时停运或降低负荷电流，造成电网受限。

(5)重大活动保电：根据天气预报、重大活动保电工作安排，预测保电区域负荷激增等。

2.当试点区域110kV及以上变电站预测反向负载率超过80%但不超过100%、持续2小时，可调用负荷上调局部需求响应资源，进入保供期原则上不调用负荷上调局部需求响应资源。

（四）执行程序

1.启动研判

地区调控中心研判试点区域负荷发展趋势和设备运行状态，满足启动条件时，向市州负荷管理中心提出局部需求响应启动需求，明确响应类型、响应容量和时段。

2.邀约方案制定

市州电力负荷管理中心在接到地区调控中心需求后，通过负管系统制定局部需求响应方案，明确启动条件、响应类型、响应时间、响应容量、响应范围以及预期响应效果。

市州电力运行主管部门确认方案后，由市州负荷管理中心组织执行。

3.邀约发布

市州负荷管理中心在负管系统对响应区域内虚拟电厂发布邀约公告，告知响应类型、响应时间、容量要求和补偿标准，并发布响应主体基线负荷。

4.应邀确认

新型电力负荷管理系统根据应邀虚拟电厂反馈信息，依次按“申报价格由低到高、应邀响应负荷由大到小、反馈时间由早到晚”的规则排序，至应邀负荷累计值覆盖本次供电缺口或应邀主体排序完毕。邀约结束后，新型电力负荷管理系统公布成功应邀用户名单及负荷响应确认值，并通过短信通知虚拟电厂。

5.响应执行

市州负荷管理中心实时监测虚拟电厂响应负荷情况，地区调控中心实时监测局部电网负荷调整情况。

6.响应终止

地区调控中心根据电力供需变化情况，可提前取消或终止需求响应。若提前取消需求响应，指令须在响应时段开始前30分钟送达响应主体，取消后无响应费用收益。若未能提前终止需求响应，响应费用按执行时段响应情况核算。

（五）鼓励用户侧储能技术应用

虚拟电厂聚合电力用户产权分界点以内配套建有新型储能电站，且储能电站已在国网湖南省电力有限公司完成验收并网手续并接入新型电力负荷管理系统，且在并网点单独装表计量的，相关电力用户响应效果评价数据，可选择以储能电站并网点采集数据替代公共电网连接点采集数据，并按照以下规定执行。

1.试点期内，电力用户确定响应效果评价方式后不得变更。

2.负荷下调响应以放电功率作为评价依据，负荷上调响应以充电功率作为评价依据，基线负荷标准及响应评价评价规则参考《湖南省电力需求响应实施办法》，响应量取绝对值。

3.若电力用户在负荷下调响应中公共电网连接点响应时段平均负荷上升，在负荷上调响应中公共电网连接点响应时段平均负荷下降，该电力用户视为无效响应，相关新型储能电站响应量不纳入虚拟电厂响应量统计。

（六）做好虚拟电厂能力评价

持续提升需求侧调节资源精细化管理水平，省电力负荷管理中心结合虚拟电厂调节规模、调节到位率、分时刻达标比率等调节效果指标，结合虚拟电厂分路监测控制、用户侧储能配置等技术能力开展星级评价，并逐步与虚拟电厂调节能力管理衔接。

（七）效果评价及费用结算

省电力负荷管理中心根据系统执行记录，参考《湖南省电力需求响应实施办法》规定开展响应费用核算，其中负荷上调响应费用取绝对值。

虚拟电厂运营商应按照《湖南省电力需求响应实施办法》规定与聚合对象签订合作协议，明确费用分成比例及响应相关权责。电力用户与虚拟电厂运营商响应费用由国网湖南电力按照协议约定分别结算支付，其中电力用户响应费用纳入电力用户用电费用结算统筹。

响应费用由国网湖南电力按季度报省发改委审核，经批复同意后开展费用结算，同时综合考虑电力系统运行与综合成本浮动情况决定下一季度是否继续试点工作。

局部需求响应费用与全省需求响应费用统筹安排，由全省工商业电量分摊。鼓励有条件的地区在省级响应费用的基础上，根据地方实际，适当提高响应费用标准，推动虚拟电厂主动提升技术能力投入。