产业观察

文 | 中关村储能产业技术联盟

2025年7月储能政策从国家到地方共有84项发布或征求意见，涉及电价政策、低碳发展、电力市场等方面，中关村储能产业技术联盟对本月储能政策进行了梳理解读，希望与业界同仁共同交流探讨。

一、政策数据概览

根据CNESA DataLink全球储能数据库的不完全统计，2025年7月份共发布储能相关政策84项，其中国家层面发布9项，地方层面四川、山西、上海等32个地区发布产业相关政策。从重要程度来看，非常重要类58项，占比69%。

58项非常重要类政策中，四川、山东等发布重点政策较多，从政策类别看，主要为电价政策、电力市场、示范项目、管理规范类等。

图1：7月非常重要类政策类别及地区发布情况

二、重要政策概览

【国家层面】

国家发展改革委市场监管总局发布《中华人民共和国价格法修正草案（征求意见稿）》，对第十四条不正当价格行为的认定予以进一步完善，一是完善低价倾销的认定标准，规范市场价格秩序，治理“内卷式”竞争；二是完善价格串通、哄抬价格、价格歧视等不正当价格行为认定标准；三是公用企事业单位、行业协会等不得利用影响力、行业优势地位等，强制或捆绑销售商品、提供服务并收取价款；四是强化对经营场所经营者价格行为的规范。

国家商务部发布《中国禁止出口限制出口技术目录》，文件新增电池用磷酸铁锂制备技术、电池用磷酸锰铁锂制备技术、磷酸盐正极原材料制备技术等3条控制要点。新增锂辉石提锂生产碳酸锂技术、锂辉石提锂生产氢氧化锂技术、金属锂（合金）及锂材制备技术、卤水提锂技术、含锂净化液制备技术等5条控制要点，修改提取金属镓技术控制要点。

国家发改委等三部门发布《关于开展零碳园区建设的通知》，支持有条件的地区率先建成一批零碳园区，国家发改委将在试点探索、项目建设、资金安排等方面对零碳园区建设给予积极支持。各地区推荐园区数量不超过2个，于8月22日前将推荐园区名单及建设方案送国家发展改革委。

国家市场监督管理总局批准发布《金属材料 管 液压试验方法》等278项推荐性国家标准和3项推荐性国家标准修改单的公告，包含2项全钒液流电池相关标准，将于2026年1月1日实施：GB/T 32509-2025 全钒液流电池通用技术条件、GB/T 33339-2025 全钒液流电池系统测试方法。

国家发改委发布《关于2025年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，文件重点提及2025年各省（自治区、直辖市）对电解铝行业绿色电力消费比例完成情况进行考核，对钢铁、水泥、多晶硅和国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例完成情况只监测不考核。2025年，非水电消纳责任权重中，内蒙古、吉林、黑龙江、河南、甘肃、青海、宁夏，权重最高，为30%。

【地方层面】

发展规划类

陕西西安市发改委发布《关于规范新型储能电站开发建设的通知》，文件提出，新型储能电站项目规划布局指引应按照需求导向、适度超前、安全高效的原则，做好各类储能电站的建设规模和站址布局建议。到2027年前，全市需谋划20个储能项目，并确保2025年实质性启动3个储能项目。

新能源配储类

河北省发改委发布《河北省分布式光伏发电开发建设管理实施细则（征求意见稿）》，文件明确，对于暂无可开放容量地区，若在用户侧加装了可存储分布式光伏发电量的储能设施，通过光储协同，在保证公共连接点及上级220千伏电网不返送、110千伏及以下电网不发生反向重过载、电压越限、短路电流超标、谐波越限等情况下，由项目投资主体委托具有相应资质的设计单位编制接入系统方案，能源主管部门组织电网公司结合当地接入情况进行评审，评审通过后可按照全部自发自用模式接入分布式光伏发电项目。

山东省发改委发布《山东省零碳园区建设方案》，指出以就地、就近消纳为原则，大力发展“源网荷储”一体化项目，持续推进园区绿电按照新能源就地就近消纳、绿电交易、分布式自发自用和虚拟电厂等模式规模化发展。规定园区内储能容量≥日均用电量8%。

河南省发改委发布《关于实施第十一批源网荷储一体化项目的通知》，共44个项目纳入实施范围，其中，工业企业类34个、农村地区类3个、其他类7个。总规模451.43MW，其中风电项目301.15MW、光伏150.28MW。合计配置储能53.08MW/106.16MWh。

山西长治人民政府发布《长治市智慧能碳源网荷储一体化实施方案》，指出通过源网荷储一体化与绿电直供创新解决方案，促进新能源本地消纳。

四川甘孜州发改委发布《关于甘孜州道孚龚吕二期等5个光伏项目法人优选的公告》，5个项目光伏总装机2.8GW，按照科学统筹确定配置储能的规模及时长的要求，鼓励石渠县10万千瓦供电保供光伏项目储能比例不低于45%、2小时，其余项目储能比例不低于10%、2小时。据此计算，5个项目，共计需要配储315MW/630MWh。

上海市发改委发布《上海市2025年度“风光同场”海上光伏项目竞争配置工作方案》，指出企业为上海电网提供常态化调峰能力，包括调峰燃机、公用煤机、抽水蓄能、新型储能等，调峰能力大于等于400万千瓦的，得4分，低于400万千瓦的，按比例得分。

电力市场类

国家能源局东北监局发布《东北电力互济交易实施办法（征求意见稿）》，明确辽宁、吉林、黑龙江、蒙东买方经营主体申报价格上下限范围暂定为0~1700元/兆瓦时，卖方经营主体申报价格上下限范围暂定为0~1500元/兆瓦时。申报电力最小单位为1兆瓦，申报价格最小单位为1元/兆瓦时。

甘肃省发改委发布《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》，市场初期，煤电机组、电网侧新型储能容量电价标准暂按每年每千瓦330元执行，执行期限2年。执行期满后，根据市场运行情况、机组运行成本等另行测算确定。实施容量电价机制对发电侧进行全容量成本补偿后，现货市场申报价格限价为0.04~0.5元/千瓦时；出清价格限价为0.04~1元/千瓦时。

江苏省电力中心发布《江苏电力现货市场运营规则V2.0》，明确电网侧储能自愿参与现货市场，参与现货市场期间，不再按照《省发展改革委关于加快推动我省新型储能项目高质量发展的若干措施的通知》规定的充放电价格进行结算。电能量申报价格上限1500元/兆瓦时，下限0元/兆瓦时。电网侧储能以场站为单位报量报价参与现货市场。初期，储能电站视情况参与日前现货市场，可根据储能电站申报的日前充放电计划，经调度安全校核后安排充放电，参与现货市场结算。

四川发改委发布《四川电力现货规则体系V1.0》(征求意见稿)，初期，独立储能、虚拟电厂在运行日仅参与现货市场、调频和备用辅助服务市场之一，由经营主体在竞价日市场申报前予以明确，若未选择则默认参与现货市场。独立储能应根据各类辅助市场的要求，结合SOC状态评估，自主选择参与运行日辅助服务市场。独立储能以“报量报价”的方式参与现货市场。充放电工况最多申报5段，报价曲线随出力增加单调递增。

江西省发改委发布《江西省电力市场规则(试行4.0版)》(征求意见稿)，涵盖江西省电力市场注册实施细则、江西省电力市场中长期交易实施细、江西省电力现货交易实施细则、江西省电力现货市场风险防控实施细则、江西省电力市场结算实施细则、江西省电力零售市场规则等。其中，新型储能以“报量不报价”方式参与现货交易。

黑龙江发改委发布《黑龙江省电力市场运营规则及配套实施细则（试行2.1版）》，内容包括黑龙江省电力市场八项细化规则等。特别提出辅助服务市场中调频里程出清价格上限不超过0.015元/kW，另外独立储能可按自然月自愿选择通过“报量报价”的方式全电量参与日前现货市场竞价，或以“报量不报价”的方式自主决策充放电功率曲线在日前现货市场中优先出清。

山东能源监管办发布《山东电力市场规则(试行)》(征求意见稿)，明确包括储能在内的新型主体入市基本条件，独立储能入市条件为充放电功率暂定为不低于5兆瓦，持续充放电时间不低于2小时。独立新型储能电站日市场化可用容量=储能电站核定放电功率×K×H/24，K为储能电站日可用系数，H为储能电站日可用等效小时数。日可用系数K=电站当日运行及备用状态下的小时数（计划检修、临故修时间不计入）/24，日可用等效小时数H为电站核定放电功率下的最大连续放电小时数。报量报价参与市场的分布式储能日有效容量参照独立新型储能执行。

补贴政策类

贵州省科技厅发布《2026年度贵州省科技成果转化计划项目申报的通知》，明确重大项目每项支持经费不超过1000万元，超过1000万元的，按“一事一议”决策方式予以支持，实施周期一般不超过3年。一般项目每项支持经费不超过100万元，实施周期一般不超过2年。支持方向包括新型储能。

广州市工信局发布《关于开展2026年省级制造业当家重点任务保障专项资金（新一代信息技术和产业发展）支持电子信息产业方向项目入库的通知》，明确支持新型储能产业领域具备较大竞争优势的储能电池及相关材料、设备、系统。

天津市工信局等五部门发布《关于修订印发天津市推动制造业高质量发展若干政策措施实施细则的通知》，明确围绕先进新型电池产品及关键材料、制氢装备、储能系统产品及装备等产业重点领域，支持企业提供新能源系统解决方案和产品，根据企业基础能力建设和系统集成效果进行综合评价。其中，对得分80分及以上的企业，给予400万元一次性奖励；对得分60分以上（含60分）且80分以下（不含80分）的企业，给予200万元一次性奖励。

广东坪山区人民政府发布《深圳市坪山区落实“双碳”战略 进一步推动新能源产业高质量发展的若干措施》，明确对钠离子电池、液流电池、飞轮储能等下一代新型储能示范项目，按装机规模给予200元/kWh的支持，单个项目最高不超过100万元。

管理规范

江苏连云港海事局发布《散杂货船舶载运锂电池储能系统操作指南》，《指南》共分八章，从装运条件、装运准备、装载操作、积载与系固、途中管理和应急处置等方面系统梳理了相关法律法规和技术规范的具体要求，内容涵盖船舶证书配备、海事申报、装载作业、针对性消防设施配备和应急演练等全要素内容，理论指导性与实践操作性兼备。

宁夏发改委发布《关于废止<关于加快促进储能健康有序发展的通知>和<关于开展2022年新型储能项目试点工作的通知>的决定》，废止内容包括“新能源项目储能配置比例不低于10%、连续储能时长2小时以上”“原则上每年调用完全充放电次数不低于250次”“给予自治区储能试点项目0.8元/千瓦时调峰服务补偿价格，全生命周期内完全充放电前600次在辅助服务市场中不考虑价格排序，优先调用储能试点项目”等核心内容。

江苏省发改委发布《关于优化电网侧新型储能项目规划管理工作的通知》，明确额定功率30万千瓦项目，由相关设区市发展改革委出具电网侧新型储能项目的纳规文件；额定功率30万千瓦以上的项目，由江苏省发改委出具电网侧新型储能项目的纳规文件。各设区市发展改革委对自行规划布局的电网侧储能项目，应建立容量补贴、电量补偿、共享租赁等地方支持性政策。

新疆市场监督管理局发布《关于印发2025年第一批自治区地方标准制（修）订计划项目的通告》，涉及12个储能相关标准，包括锂电池安全技术规范、构网型储能并网技术要求、接入电网并网技术要求、火灾模拟试验规程、灭火系统设计规范等方面。

电价政策

四川电力交易中心发布《2025年用户侧新型储能项目相关事宜》，文件提到，储能用户与储能运营商采用自主协商方式，自行约定储能运营收益计算方式，开展储能运营收益计算。储能运营收益包括储能充放电形成的峰谷浮动收益和储能放电补偿费用（即储能用户获得的储能放电政府授权合约差价费用）两部分。

海南省发改委发布《关于海南省深化新能源上网电价市场化改革的实施方案（征求意见稿）》，存量项目的机制电价按照煤电基准价0.4298元/kWh执行，而增量项目则通过年度竞价机制确定机制电价，海上风电竞价范围为0.35~0.4298元/kWh，陆上风光电站竞价范围为0.2~0.3998元/KWh。存量项目根据投产时间不同，机制电量比例从80%到100%不等，执行期限为20年减去截至2025年12月31日项目已投产运行时间；增量项目则根据项目类型和竞价结果确定机制电量比例和执行期限，海上风电项目执行期限为14年，陆上风电和光伏项目为12年。

山西省发改委发布《山西省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案（征求意见稿）》，存量项目机制电量规模，与现行具有保障性质的相关电量规模政策衔接，增量项目机制电量规模，与现有新能源非市场化电量比例适当衔接，具体项目的机制电量通过竞价确定。存量项目与现行价格政策衔接，机制电价水平按不高于现行燃煤发电基准价格确定。增量项目机制电价水平通过竞价确定。为确保竞争有效，机制电量申报总规模与核定总规模比率原则上不低于1.2。方案指出要建全发电侧容量补偿机制。

湖南省发改委发布《关于优化我省分时电价政策有关事项的通知》，每年1月、7月、8月、12 月实施季节性尖峰电价。其中，7月、8月尖峰时段为20:00-24:00；1月、12月尖峰时段为18:00-22:00。高峰、平段、低谷浮动电价比为1.6:1:0.4，尖峰电价在高峰电价基础上再上浮20%。系统运行费用、政府性基金及附加以及输配电价中的容(需)量电费不参与浮动。

辽宁省发改委发布《辽宁省深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》、《辽宁省新能源增量项目竟价方案（征求意见稿）》、《辽宁省新能源增量项目竟价方案（征求意见稿），存量项目机制电价为0.3749元/kWh，电量规模衔接辽宁省现行保障性优先发电电力电量平衡相关政策。增量项目，2025年竞价时纳入机制的电量规模与当年新能源非市场化比例妥善衔接，按增量项目上网电量的55%确定。2025年竞价上下限分别为0.33元/千瓦时、0.18元/千瓦时。2025年竞价执行期限为12年。单个项目申报电量规模不得高于其全部上网电量，竞价时暂按其全部上网电量90%进行申报。2025年首次竞价申报充足率下限为120%。

山西省发改委发布《关于调整陕西电网分时电价政策有关事项的通知》，1-12月：高峰时段为16:00-23:00，低谷时段为0:00-6:00、11:00-14:00，平段为6:00-11:00、14:00-16:00、23:00-24:00。夏季7月、8月尖峰时段为每日19:00-21:00，冬季1月、12月尖峰时段为每日18:00-20:00。

海南电力交易中心发布《2024年度中国电力市场发展报告》、《海南省新能源可持续发展价格结算机制差价结算实施细则（公开征求意见稿）》，明确了竞价主体范围、竞价主体登记方式、竞价组织、保障措施等内容。

浙江省发改委、浙江省能源局联合发布《关于做好新能源上网电价市场化改革过渡期有关结算事项的通知》，提出实行过渡期电价政策：新能源增量项目90%上网电量执行浙江省煤电基准价，10%上网电量暂按照当月现货实时市场发电侧同类项目（分风电、光伏两类）电能量加权均价结算电能量电费，计算电能量加权均价时只考虑以“报量报价”方式参与现货市场的新能源项目，不分摊（分享）辅助服务费用、成本补偿费用等市场费用。新能源存量项目继续执行现行价格政策及市场规则。

甘肃省发改委发布《甘肃省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案（征求意见稿）》，存量项目：（1）纳入机制的电量规模为154亿千瓦时；（2）机制电价为0.3078元/千瓦时；（3）执行期限按照2025年5月底项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年份与投产满20年对应年份两者较早者确定；全生命周期合理利用小时数无法确定的，按照投产满20年确定。增量项目：（1）电量规模，根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定。单个项目申请纳入机制的电量，应不高于其全部上网电量的80%；（2）机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。（3）执行期限。确定为12年。项目申报机制电量规模上限=项目装机容量×上一年度同类型电源平均发电利用小时数×（1-年自发自用电量占发电量比例下限）×（1-平均厂用电率）×80%

宁夏发改委发布《自治区深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》，对于存量项目，机制电价为0.2595元/千瓦时，衔接现行保障性新能源电量规模，分布式（分散式）项目上网电量全部纳入机制电量，集中式光伏、风电项目上网电量中纳入机制电量的比例各为10%。增量项目初期纳入机制的电量规模与现有新能源价格非市场化比例适当衔接，暂按照全区增量新能源项目年度预测上网电量的10%确定。竞价限价暂设为0.2595~0.18元/千瓦时。现阶段，现货市场限价暂定为0~0.56元/千瓦时。

需求响应类政策

贵州省能源局发布《贵州省电力需求响应交易方案》，明确参与需求响应的市场主体，按负荷类型可分为工商业可调节负荷、储能、虚拟电厂、电动汽车充电设施等。交易品种分为邀约型削峰、实时型削峰、邀约型填谷、实时型填谷四类。邀约型削峰：补偿价格上限为2.0元/千瓦时。邀约型填谷：补偿价格上限为0.45元/千瓦时。实时型削峰、实时填谷：补偿价格上限分别按照邀约型削峰、邀约型填谷价格上限的1.1倍执行，最终补偿价格通过市场化方式竞价形成。

四川省发改委发布《关于电力用户主动错避峰负荷响应电价政策有关事项的通知》，主动错避峰响应电价标准维持不变（0.3元/千瓦时），优先将国网四川省电力公司和地方电网尖峰电价增收资金作为各自供区响应费用的资金来源。主动错避峰用户响应费用=响应电量×主动错避峰负荷响应电价×响应系数。响应负荷不足约定响应负荷量（含响应要求的最低压降负荷标准，下同）80%，响应系数为0。响应负荷超过约定响应负荷量80%但不足120%，响应系数为1；响应负荷超过约定响应负荷量120%，超出部分响应系数为0.5，其余部分响应系数为1。

绿电交易类政策

青海能源局发布《青海省绿电直连实施方案》，文件明确，有序推进以下4种类型的绿电直连项目：1.新增负荷可配套建设新能源项目；2.存量负荷在已有燃煤燃气自备电厂足额清缴可再生能源发展基金的前提下开展绿电直连；3.有降碳刚性需求的出口外向型企业利用周边新能源资源探索开展存量负荷绿电直连；4.尚未开展电网接入工程建设或因新能源消纳受限等原因无法并网的新能源项目，在履行相应变更手续后开展绿电直连。另外项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%。上网电量占总可用发电量的比例上限一般不超过20%。

云南省发改委发布《云南省推动绿电直连建设实施方案》，明确此类项目提升调节能力，对并网型项目应通过合理配置储能等方式，确保与公共电网的交换功率不超过申报容量。强化源荷匹配，自发自用比例应不低于项目总发电量的60%、总用电量的30%，目标为2030年前不低于35%。

陕西省发改委发布《关于组织开展绿电直连试点工作的通知》，明确源荷匹配要求：并网型项目应按照“以荷定源”原则科学确定新能源电源类型、装机规模和储能规模。另外，在项目申报书编制上，要求项目应编制包含电源、负荷、储能、直连线路和接入系统的整体化方案。其中，储能方面包括：储能电站选址、技术路线和安全措施等情况；储能建设规模、设计与布置方案等；包括储能在内的整体投资估算等。

低碳发展类政策

山东省发改委发布《山东省零碳园区建设方案》，提出有序推进储能项目建设：支持零碳园区探索发展新型储能，积极推进储电、相变材料储热等储能方式应用，因地制宜发展锂电池、液流电池、压缩空气、氢能、飞轮等先进储能技术。

上海市发改委发布《关于开展国家级零碳园区建设申报工作的通知》，支持本市有条件、有意愿的园区积极申报建设国家级零碳园区，预申报需满足本市要求的五方面条件。

湖北省发改委发布《关于开展零碳园区建设和组织申报国家级零碳园区的通知》，提出零碳园区建设任务，加强园区及周边可再生能源开发利用，支持园区与周边非化石能源发电资源匹配对接，科学配置储能等调节性资源。

示范项目类政策

贵州省人民政府发布《2025年贵州省重大工程和重点项目名单》，涉及储能相关项目41个，涉及23个新型储能电站项目、5个风光火储一体化、1个源网荷储、1个风光水氢储五位一体项目。其中，明确规模的新型储能电站项目共2.65GW/5.3GWh。储能相关装备制造项目6个，涉及钠电池及电芯生产、固态电池生产、PACK生产、智能制造基地等。储能动力电池、材料、回收及其他项目35个，涉及锂电材料、锂离子电池正负极材料、动力电池生产、废旧锂电池资源循环利用等项目。

四川省发改委发布《四川省电网侧新型储能项目清单（2025年度）》，包括27个项目，规模合计3022.5MW/8240MWh。其中，从储能技术上看，清单涵盖压缩空气、固态电池、超级电容、钠离子电池、全钒液流电池、锂离子电池。

浙江省能源局发布《关于开展2025年度新型储能项目建设计划动态调整的通知》，新增项目与装机容量调增项目，申报范围包括电源侧储能与电网侧储能项目。电网侧储能项目建设规模原则上不小于5万千瓦/10万千瓦时。电源侧储能项目联合火电机组调频的项目，原则上单体功率不低于1.8万千瓦，综合调节性能指标Kpd值不低于0.9。

山东省能源局发布《关于2025年度新型储能入库项目的公示》，项目共分为五大类96个项目，包括81个锂电池储能调峰项目、2个压缩空气储能调峰项目、1个液流电池储能调峰项目、7个调频储能项目、5个其他新型储能调峰，储能规模合计18.6292GW。

广东省能源局发布《关于报送2025年度第二批新型储能电站项目建设计划的通知》，共包含117个，总规模17.3GW/34.8GWh的储能项目，117个项目所在地供电区可接入容量为7789MW。其中电网侧储能107个项目共17.1GW/34.6GWh，电源侧储能10个项目共179.8MW/190.2MWh。

内蒙古能源局发布《第三批独立新型储能建设项目清单》，本次纳入自治区独立新型储能电站规划的项目共2个，总装机80万千瓦/320万千瓦时，皆采用电化学储能技术，总投资26.7亿元。2025年第三批独立新型储能建设项目清单中的独立储能电站纳入自治区规划，向公用电网的放电量执行补偿，补偿标准、补偿时间等按自治区相关要求执行。

辅助服务类政策

浙江能监办发布《关于做好浙江省长三角“两个细则”结算试运行有关事项的通知（征求意见稿）》，调整2方面内容：1.深度调峰辅助服务方面，现货市场报量报价的并网主体最低技术出力以上部分在新版两个细则中不作补偿，低于现货市场最低技术出力的深度调峰辅助服务的补偿费用按新版两个细则规定执行。2.启停调峰辅助服务方面，若现货运行中并网主体成本补偿按照政府授权合约（或中长期合约）未覆盖比例计算，则新版两个细则中启停调峰辅助服务补偿费用进行调整。

新疆能监办发布《新疆电力辅助服务市场实施细则》，实时调峰交易报价上限为0.262元/千瓦时，调频服务申报价格上限不超过0.015元/千瓦。实时调峰交易采用单段报价方式，报价限价为0元~0.262元/千瓦时。新能源场站配建储能优先消纳新能源自身发电量，原则上不参与实时调峰交易。独立储能参与调频服务容量应不少于1万千瓦，申报价格不超过0.015元/千瓦；市场初期独立储能申报调频容量范围暂时不作限制。

西北能监局发布《关于明确电力辅助服务市场价格机制等相关事项的通知》，规定宁夏虚拟电厂调峰交易申报价格上限暂保持0.19元/千瓦时，其他类型的调峰交易申报价格上限参照火电深度调峰交易执行；青海储能调峰交易中电网调用储能的调峰价格暂定0.3247元/千瓦时；

其他应用类政策

中国（上海）自由贸易试验区临港新片区管理委员会发布《中国（上海）自由贸易试验区临港新片区虚拟电厂精准响应管理办法》、《中国（上海）自由贸易试验区临港新片区虚拟电厂精准响应实施方案》，文件提出，到2027年临港区域供电可靠性提高99.997%，初步形成需求侧机动调峰能力60MW的虚拟电厂，稳定调节能力提升至年度最大负荷的6%及以上。对虚拟电厂可按照精准响应方式，给予削峰、填谷补偿。此外，对于具备30分钟内响应能力的备用资源给与年度或月度补贴。

青海省能源局发布《青海省虚拟电厂建设与运行管理方案（征求意见稿）》，开展虚拟电厂试点项目建设，调节性能要求：初期不低于5000千瓦、具备按照调节容量要求持续参与响应不小于1小时的能力，后期视虚拟电厂发展情况滚动修正；响应时间不应超过15分钟。每分钟调节速率不应低于最大调节能力的1%或100千瓦。

广东电力交易中心发布《关于印发广东电网虚拟电厂并网调度服务指南的通知》，在调管关系上，虚拟电厂以交易单元为主体进行并网管理及调度运行，由对应220kV节点所在地区的地调调管。文件适用于单个交易单元的调节能力不小于1兆瓦、连续响应时间不低于1小时的发电类和直控型负荷类虚拟电厂。