近日，江西省能源局发布关于公开征求《江西省推动虚拟电厂高质量发展工作方案（征求意见稿）》《江西省虚拟电厂建设运营工作指南（征求意见稿）》意见的公告，文件提出，到2027年，建成一批虚拟电厂示范项目，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、运行调控等技术标准基本建立，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。

详情如下：

江西省能源局关于公开征求《江西省推动虚拟电厂高质量发展工作方案（征求意见稿）》《江西省虚拟电厂建设运营工作指南（征求意见稿）》意见的公告

为贯彻落实国家发展改革委、国家能源局关于推进虚拟电厂发展的工作要求，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，引导和推动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更好发挥作用，我局会同有关单位研究起草了《江西省推动虚拟电厂高质量发展工作方案（征求意见稿）》《江西省虚拟电厂建设运营工作指南（征求意见稿）》。现向社会公众和企业公开征求意见。

2025年10月24日

附件1

江西省推动虚拟电厂高质量发展工作方案

（征求意见稿）

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）等有关文件精神，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。

—、总体思路和发展目标

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，建成一批虚拟电厂示范项目，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、运行调控等技术标准基本建立，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。

二、功能定位和有关技术要求

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。虚拟电厂以聚合控制单元为最小单位参与电力需求响应、电能量和电力辅助服务等市场，单个控制单元所聚合资源应位于同一电力现货市场出清节点。

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。

三、重点任务

一是实施一批虚拟电厂试点示范项目。按照“试点先行、差异发展、逐步推广”原则，组织开展试点项目申报工作，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，通过降低用户整体用能成本探索可预期、可持续的商业化运营模式，努力打造一批可复制推广的示范项目。对试点示范项目建立定期跟踪评估机制，协调推动项目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，不断研究制定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，不断培养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及各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。

四、组织保障

（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发展和建设运营，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标准，明确相应管理规范，研究储备支持政策，组织实施一批试点示范项目。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。积极支持符合条件的虚拟电厂项目申报“两新”（大规模设备更新和消费品以旧换新）等政策资金支持，推荐符合条件的项目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。

附件2

江西省虚拟电厂建设运营工作指南

（征求意见稿）

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。

—、总体要求

按照国家发展改革委、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，支持并鼓励民营企业等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。

二、组织架构

（一）系统架构

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。

（二）运营管理机构职责分工

江西省能源局是虚拟电厂业务的归口管理部门，组织制定、完善虚拟电厂发展配套政策、管理规范、技术标准等。会同国家能源局华中监管局等有关单位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政府主管部门对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。

江西省电力负荷管理中心（以下简称“省负荷管理中心”）负责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。

三、平台接入及能力校核

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应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个工作日内组织开展能力校核，校核应包含调节容量、持续时间、调节速率、响应时间、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。

四、市场注册与准入

（一）市场注册

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。

（二）变更要求

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，出具能力校核报告并更新《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。

五、市场运营和交易

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《江西电力市场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、下网容量和范围内，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）电力辅助服务市场交易。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。

六、计量与结算

（一）计量与结算原则

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。

（二）结算方式

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。

（三）结算考核

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。

七、退出管理

（一）自愿退出

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，虚拟电厂可退出市场，退出结果同步至运管平台。

（二）强制退出

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。

（3）严重违反市场交易规则，且拒不整改。

（4）依法被撤销、解散，依法宣告破产、歇业。

（5）企业违反信用承诺且拒不整改。

（6）被政府有关部门和社会组织依法依规对其他领域失信行为做出处理。

（7）违反法律法规的其他情况。

附：l.江西省虚拟电厂接入技术要求（试行）

2.虚拟电厂接入业务申请单

江西省虚拟电厂接入技术要求（试行）

—、虚拟电厂运营商平台要求

（一）平台功能要求

虚拟电厂运营商自建、购买或租赁的运营商平台应遵循

《电力需求响应系统通用技术规范》(GB/T32672-2016)中系统功能要求，同时满足《虚拟电厂技术规范》(IEC TS 63189-1-2023)第一部分“功能架构”第6章有关功能要求。具体应具备以下功能：

1.资源聚合与管理功能。系统应能够记录并管理聚合资源的注册信息，包括资源的基本信息、容量、类型、调节能力、参与市场化交易的品类等，并确保信息的准确性和时效性。

2.资源运行监测功能。系统应具备对聚合资源的设备运行状态、发用电数据、响应实施情况等信息的实时采集监测和数据分析能力。

3.聚合资源预测功能。系统应具备考虑天气、生产经营计划、历史运行数据等多种因素的虚拟电厂出力、负荷预测功能。

4.协同调节优化功能。系统应具备对聚合资源的协同调节、优化控制运行能力，能够配合省调制定发用电计划并按计划进行资源优化配置运行，确保虚拟电厂能够执行运管平台下发的调节计划。

5.市场化交易参与功能。系统应能明确接收聚合发、用电户的发、用电需求，制定电力市场化交易申报策略，代理发、用电户参与市场交易，并根据市场出清结果和调节计划进行发用电计划的分解与下发。

6.数据交互同步功能。系统应满足与运管平台、电力交易平台以及其他相关方的数据交互要求，配置时间同步装置并具备自动对时功能，确保数据的准确传输和实时更新，同时保障通信的安全性和可靠性。

（二）系统可靠性要求

系统平均无故障工作时间应不低于10000小时，年可用率应不低于99%。

（三）数据存储要求

虚拟电厂存储数据类型包括聚合资源运行数据、调控指令数据、市场交易数据，应具备生产数据和历史数据存储能力。对于实际生产环境下超出存储期限的数据应迁入历史数据备份进行存储，生产环境下数据存储期限应不少于3年，历史数据的存储时间宜不少于5年。

（四）故障恢复要求

系统应包含必要的安全保护措施和事故处理机制，确保在紧急情况下能够迅速响应，进行故障隔离和系统恢复，保障虚拟电厂的安全稳定运行。

1.一般故障恢复时间要求：系统应在故障发生后的30分钟内完成初步诊断，并开始恢复工作。在故障发生后的2小时内，至少恢复70％的正常运行能力，以确保虚拟电厂的基本运行和服务不受影响。

2.重大故障恢复时间要求：系统应在故障发生后的8小时内，至少恢复50％的关键运行能力，在故障发生后的24小时内完全恢复正常运行的能力。

二、数据接入内容要求

（一）模型类数据

1.虚拟电厂信息包括：虚拟电厂标识、虚拟电厂名称、虚拟电厂运营商全称、统一社会信用代码、最大负荷容量、聚合容量、所在区城、联系人、联系方式等。

2.下属资源信息包括：资源标识、资源名称、资源类型、用电户号、所属供电公司、最大上调容量、最大下调容量、额定功率、所属虚拟电厂、并网变电站、并网馈线、所属行政地区、所属配电台区和地理位置等。

3.下属资源用户的分路资源信息包括：分路资源标识分路资源名称、所属用户营销户号、电压等级、分路资源类型。

（二）运行类数据

1.虚拟电厂信息包括：总有功功率、预测负荷、上/下可调容量、上/下调持续时长、上/下调响应时间、上/下调调节速率等遥测信息。

2.下属资源信息包括：有功功率、预测负荷、上/下可调容量、上/下调持续时长、上/下调响应时间、上/下调调节速率、电压、电流等遥测信息。

（三）数据单位要求

总有功功率单位采用MW，下属资源及分路资源有功功率单位采用kW，电流单位采用A,电压单位采用kV，可调容量采用kW，持续时长采用min,响应时间采用s，调节速率采用kW/min。

三、调节能力要求

1.调节容量：初期不低于5MW,后续可根据运行情况滚动修正。

2.持续调节时间：按照调节容量要求，可持续参与调节的时间至少不低于1小时。

3.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。

4.调节精度。以每15分钟为一个时段，调节偏差率不超过±20%。

四、数据通信要求

（一）内部资源通信要求

虚拟电厂应实现内部聚合资源的实时运行状态监测，确保能够及时下发资源控制指令并准确传递收益结算信息。为适应不同场景和资源特性，通信方式可多样化，包括有线通信如RS485、光纤等，以及无线通信如4G、5G等。

（二）外部系统通信要求

虚拟电厂运营商平台应与运管平台、电网调度控制系统、电力交易平台等外部系统进行高效的数据交互。通信内容涵盖运行信息上送、计划与交易信息申报、控制指令接收等，确保虚拟电厂能够及时响应外部系统的调度和交易需求。传输方式应包括电力专用的调度数据网、综合数据网，以及互联网公共或专用网络。此外，数据交互应采取加密和认证等措施，防止数据泄露和未授权访问，确保数据传输的安全性和可靠性。

（三）通信性能要求

1.通信交互频度：当虚拟电厂模型类数据发生变化时，交互数据周期不应大于24小时。虚拟电厂运行类数据上送周期应不大于15分钟。

2.通信延时：虚拟电厂运营商平台与运管平台的通信延时应不高于500ms。

3.丢包率：通信丢包率应控制在0.5％以内，以保证数据的完整性和平台之间的有效沟通。

五、虚拟电厂网络安全要求

（一）等级保护方面

虚拟电厂运营商平台应参考现行电力系统的网络安全定级开展系统网络安全防护技术建设，满足《信息安全技术网络安全等级保护基本要求》(GB/T22239)、《信息安全技术网络安全等级保护实施指南》(GB/T25058)、《信息安全技术网络安全等级保护测评要求》(GB/T28448)、《电力监控系统网络安全防护导则》(GB/T36572)、《信息安全技术信息系统密码应用基本要求》(GB/T39786)的要求，取得信息系统安全等级保护2级及以上证书。

（二）数据传输方面

虚拟电厂数据传输安全至关重要，应采取以下措施：

1.采用国产加密算法对所有敏感数据进行加密处理，确保数据在传输过程中的机密性和完整性。

2.使用HTTPS等安全通信协议进行数据传输，同时对关键业务信息和传输参数进行加密，防止数据在传输过程中被截获或篡改。

3.建立数据传输监控机制，对数据传输过程进行实时监控，及时发现和响应潜在的安全威胁。

（三）安全准入方面

虚拟电厂在建设过程中应确保所有信息通信硬件设备、软件产品和技术服务均符合国家和地方的网络安全准入标准。具体措施包括：

1.制定详细的网络安全准入标准，对供应商进行严格的安全审查，确保其产品和服务符合国家安全要求。

2.对于关键设备和系统，应进行安全测试和评估，确保其具备足够的安全防护能力。

3.建立安全准入的持续监控和评估机制，定期对已部署的设备和系统进行安全检查和更新，确保其始终符合最新的安全标准。