前言
随着新型电力系统建设加速推进，虚拟电厂（VPP）已从概念验证阶段迈入规模化、制度化发展的关键窗口期。2025年国家发改委、国家能源局印发《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号），首次在国家层面明确虚拟电厂的功能定位、市场参与路径与发展目标；2026年以来，容量电价机制、省间现货市场扩容、首批国家级试点名单、"十五五"规划纲要及首部虚拟电厂国家标准（GB/T 47241-2026）相继落地，各省份的实施细则、接入指南与交易规则进入密集发布期，"一省一策"的制度格局已基本成型。
在此背景下，各省政策在准入门槛、接入原则、中长期与现货参与方式、辅助服务补偿、收益保障机制、结算分配与考核退出等关键环节上呈现出显著差异：有的省份已允许虚拟电厂全电量参与现货出清，有的仍以需求响应补贴为主要收益来源；有的门槛已放宽至0.1MW，有的仍维持10MW的高准入线。对从业者、运营商与研究机构而言，跨省比较已成为理解政策走向、研判市场机会的必要功课。
本文系统梳理了截至2026年9月南方电网区域5省、国家电网区域24省（合计29个省级行政区）公开发布的虚拟电厂管理办法、实施细则、接入指南与交易规则，并纳入国家层面16份顶层政策文件，从八个维度进行横向对比分析，力求呈现一幅完整、可溯源的全国虚拟电厂政策全景图。内容基于公开政策原文检索整理，凡未查询到公开信息的维度均如实标注，不构成任何投资建议。鉴于部分省份文件仍处于征求意见阶段、个别正式文号尚待官方确认，相关条目已在文中及"问题清单"章节单独提示，建议引用时以官方最新发布版本为准。
〇、数据概览（核心数字速览）
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| 2000万kW | |
| 5000万kW | |
| 29省 | |
| 13个 | |
| 8个 | |
| 2026年 | |
一、国家顶层政策框架（含2026年新文件）
各省级虚拟电厂规范、细则、接入指南均以国家层面文件为上位依据。2026年国家层面动作明显加快：国办发〔2026〕4号成为各省新一轮细则修订的共同上位依据，容量电价、省间现货、国家标准同步落地。
1.1 政策时间线（2021—2026.9）
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| 需求侧/负荷管理办法（1283号/1261号）＋现货基本规则（1217号） | 首次定义VPP；VPP须接入负荷管理系统；VPP纳入现货市场经营主体 |
| 辅助服务价格机制（196号）＋市场运行基本规则（20号令）＋注册基本规则（76号） | 价格上限与公平准入；VPP市场成员地位；注册五项条件 |
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| 357号文 ★ | 首份VPP专项顶层文件：2027年2000万kW／2030年5000万kW |
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| 1360号文 ｜ 2025.12 中长期市场基本规则（1656号） | VPP聚合负荷侧调节资源；新型经营主体专门权利义务条款 |
| 《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）【2026新增】 | 首次在国家层面建立电网侧独立新型储能容量电价机制，构建"电能量＋辅助服务＋容量"三位一体定价体系 |
| 《国务院办公厅关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号）【2026新增】 | 福建、甘肃、天津等省级2026年文件共同的上位依据 |
| 首批新型电力系统建设能力提升试点名单（国能发电力〔2026〕16号）【2026新增】 | 13个VPP项目入选首批试点，数量居各试点方向首位 |
| 1656号《电力中长期市场基本规则》正式施行【2026生效】 | 各省实施细则须于3月1日前报国家备案——直接催生2026年上半年省级中长期细则密集出台潮 |
| 《关于修订省间电力现货交易规则的复函》（发改办体改〔2026〕275号）【2026新增】 | 正式将储能电站、虚拟电厂、聚合商纳入省间现货市场主体范围 |
| 《新型电力系统建设"十五五"规划》【2026新增】 | |
| 国标GB/T 47241-2026《虚拟电厂技术导则》实施【2026新增】 | 与GB/T 44260-2024、GB/T 44241-2024构成VPP"国标三件套" |
1.2 357号文确立的八大总则（各省细则的共同母版）
- 独立主体地位：满足《电力市场注册基本规则》后可按独立主体身份参与中长期、现货、辅助服务市场。
- 分级接入原则：参与需求响应→接入新型电力负荷管理系统；参与现货/辅助服务→接入电力调度自动化系统（或经负荷系统参与部分品种）。
- 同一节点聚合：参与现货市场的VPP聚合资源原则上位于同一市场出清节点，条件许可时可跨节点。
- 排他聚合：单一资源不得被两个及以上VPP聚合；聚合期间资源不得重复参与市场。
- 售电资质前置：VPP在中长期和现货市场开展购售电业务，应具备售电公司资质。
- 同价同权：公平设定各类辅助服务品种申报价格上限，不得对各类主体设立不同上限。
- 需求响应价格上限：由省级价格主管部门研究确定，按"谁服务、谁获利，谁受益、谁承担"原则分摊。
- 市场化收益导向：357号文通篇未设置"保量保价"式兜底收益，强调"公平参与各类电力市场或需求响应，获取相应收益"。
**关键定性（2026年更新）**：国家层面仍无针对VPP的"保量保价"兜底，但收益体系已升级为"电能量＋辅助服务＋容量"三位一体（发改价格〔2026〕114号首次建立容量电价机制）；136号文"机制电价差价结算"仍仅覆盖纳入机制的新能源电量，VPP经聚合关系间接分享。省间现货向VPP开放（275号复函）标志着VPP收益空间从省内走向全国。
二、政策成熟度梯队总览（2026年9月更新）
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| 第一梯队：规则体系完备 | 【南网】广东、云南；【国网】山西、山东、冀北/河北 | 广东：2026年再迭代——中长期细则2026版（广东交易〔2026〕152号）＋需求响应修订版（〔2026〕233号）。云南：《虚拟电厂参与云南电力市场实施细则》2026年1月正式印发，细则体系完备度跃升。山东：市场规则2026年4月修订版增设"聚合单元"。山西：V16.0规则体系＋车网互动专项 |
| 第二梯队：专项办法已出台 | 【国网】浙江、湖南、四川、安徽、宁夏、陕西、甘肃、福建、辽宁、江西、青海、内蒙古；【南网】广西 | 2026年显著扩编：福建（2026.7.31正式印发，华东第三个省级办法）、辽宁（2026.8.28印发、10.1施行，东北首个）、江西（2026.1方案＋工作指南）、甘肃（2026年修订版结束试行、门槛10MW→5MW）、青海（2025.12印发、2026.1.1实施）、内蒙古（VPP交易实施细则＋多边市场2026修订）。四川辅助服务细则（川监能市场〔2026〕22号）补齐最后一块拼图 |
| 第三梯队：需求响应/交易细则先行 | 【国网】江苏、上海、湖北、新疆、天津、河南、吉林；【南网】海南 | 以中长期细则（2026年备案潮产物）＋需求响应方案为主抓手；河南现货/辅助服务细则2026.8征求意见；吉林4.1版规则体系覆盖VPP；天津2026.7出台落实全国统一市场方案（力争年底现货模拟试运行） |
| 第四梯队：征求意见/规划引导/空白 | | 重庆两份核心文件截至2026.9仍为征求意见稿；贵州实施方案正式版据行业报道已落地但官方文号待确认；北京依托区级示范；黑龙江为省级制度空白省份（仅企业层面项目动态） |
2026年梯队变动的三大驱动：①1656号文3月1日备案截止催生省级中长期细则潮；②国办发〔2026〕4号推动福建、甘肃等文件升级；③现货转正式省份（河北南网8.1、安徽9.9等）带动配套规则完善。
三、维度一：准入条件与容量门槛
各省普遍将VPP分为负荷类/电源（发电）类/混合（储能）类管理，注册流程初期参照《售电公司管理办法》。2026年趋势：门槛整体下移——甘肃由10MW降至5MW、山东聚合单元明确1MW起、广西实践放宽至0.1MW。
3.1 南网区域
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| 现货交易单元调节能力≥1MW；需求响应单元≥5MW（〔2026〕233号确认） | | 现货单元按220kV及以上出清节点聚合；需求响应单元按地市聚合 | 电能量交易须售电资质；默认参与需求响应；能力测试认定 |
| 需求响应单个VPP≥1MW（2026年实践已放宽至0.1MW） | | 参与现货须按同一节点聚合；2026年交易通知明确发电/负荷两类交易单元 | |
| | | | 聚合资源经省负荷管理中心认定；2026年实施细则正式版明确独立经营主体地位 |
| 单个控制单元≥1MW；黔电交易〔2025〕36号：聚合量≥1万kW（试点入市）；需求响应单个聚合资源≥0.1万kW | | | 法人+财务独立+信用良好；平台须通过省级调度及交易中心安全检测、等保三级 |
| | | 发电侧限10kV及以下分布式；需求响应以地市聚合、现货以出清节点聚合 | |
3.2 国网区域（原覆盖省份）
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| 负荷类≥5MW且≥最大聚合容量10%；分布式电源类装机≥5MW | 调节速率≥0.15MW/分钟；120秒内跨出调节死区 | | 一体化VPP运营商须售电资格；晋政办发〔2026〕11号提出降低准入门槛 |
| 2026年4月规则修订版：储能类聚合单元≥1MW；负荷调节类单元单次调节能力≥1MW | | 单个聚合单元资源位于同一出清节点（220kV及以上母线） | |
| 市场化响应细则（2026.8修订稿）：聚合总调节能力≥5MW | | | |
| "1+5"体系分资源类型设定接入目标（2027年可调220万kW） | | 五类资源（空调/充换电/储能/数据中心/工业负荷） | |
| | | | 独立省内营销户号；2026年起交易中心常态化注册核验（11家曾被要求整改） |
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| | | | 按DB34/T 5306—2025建设并取得能力认证证书 |
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| 可调节能力≥10MW（2026年中长期方案：电源类单节点≥10MW） | | 电源类以220kV节点机组为交易单元，初期仅聚合分布式光伏/分散式风电 | 平台稳定运行超1个月；同一投资主体售电公司+负荷类VPP全年中长期电量≤全省市场化总电量20% |
| 辅助服务细则（川监能市场〔2026〕22号）：容量≥5MW、调节能力≥5MW | | | 购售电须售电资质；作为负荷侧并网主体纳入统一管理、签并网调度协议 |
| 负荷类≥1万kW；发电类须2个及以上聚合单元且前12个月月均上网电量之和≥1万kWh | | | 需求响应签约聚合用户≥3户、削峰/填谷容量≥1万kW |
| 未公开 | | 自治区负荷管理中心统一准入；宁发改电力〔2026〕424号明确发改委归口管理 | |
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| 天津：按聚合能力、调节能力、系统性能校核；北京市级专项办法未公开 | | | |
3.3 国网区域（2026年新增覆盖省份）
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| 办法未设统一容量门槛 | | 发电类：原则上不超同一220kV变电站供电区域、不得跨设区市；负荷类：不超本省范围、初期允许跨变电站聚合 | 《福建省虚拟电厂建设运行管理办法（试行）》（2026.7.31，省发改委+福建能监办）；参与现货/辅助服务须签并网调度协议 |
| 工作方案目标导向（2027年调节能力100万kW） | | 以聚合控制单元为最小交易单元，单元内资源位于同一现货出清节点；混合类分设发电/负荷控制单元、同一交易序列同一时段只能选一种身份 | 《江西省推动虚拟电厂高质量发展工作方案》（2026.1.12）＋建设运营工作指南＋华中监能市场规〔2026〕32号中长期细则 |
| | | | 中长期细则（2026.6.23）＋现货/辅助服务等4件征求意见稿（2026.8.5）；净合约电量受履约担保额度约束 |
| 总聚合容量≥10MW、总调节容量≥5MW、单元可调容量≥1MW | 持续≥1小时；调节速率≥额定功率3%/分钟；响应时间≤120秒；15分钟偏差率≤±10% | 分布式发电类/储能类/负荷类（负荷类再分全电量/调节量）；同一聚合资源绑定关系≥6个月 | 《辽宁省虚拟电厂管理办法（试行）》（2026.8.28印发、10.1施行，有效期3年） |
| | | | 《吉林省电力市场运营规则及配套实施细则（试行4.1版）》（2026.5） |
| 需求响应：总可调≥5000kW、单330kV节点≥500kW；负荷聚合商总削峰≥2000kW；市场准入（2025年方案）：总调节容量≥5MW、单节点≥1MW | | 分布式新能源可由VPP聚合入市（全额上网类需具备VPP实时调控能力） | 陕发改运行〔2026〕768号＋陕发改运行〔2025〕827号＋2025年6月建设运营实施方案；用电侧主体执行年度45%签约比例（响应型交易单元调节能力内可豁免） |
| | | 电源型/负荷型/混合型三种模式；电源型参与范围扩大至电能量市场 | 《甘肃省虚拟电厂建设与运营管理实施方案》修订版（2026）＋现货规则V3.2（甘工信发〔2026〕55号） |
| 《青海省虚拟电厂建设与运行管理方案》（青能运行〔2025〕202号，2026.1.1实施） | | | |
| 负荷型/电源型分类；电源型按风电/光伏×机制/非机制分四类交易单元 | | 负荷型以代理形式（按售电公司方式）参与电能量交易并细分高载能/一般行业单元；储能与新能源捆绑 | 《内蒙古电力多边交易市场虚拟电厂交易实施细则》（2026年初）＋多边市场基本规则2026修订版（征求意见稿） |
| | | VPP（负荷聚合商）、智能微电网列为资源聚合类新型经营主体 | 《西藏自治区电力中长期市场实施细则》（华中监能市场规〔2026〕33号，2026.3.27）；价格机制由"价差模式"向"顺价模式"过渡 |
| 省级专项制度空白，仅企业层面项目动态（大唐黑龙江VPP平台采购、鸡西工业谷项目立项），处于项目培育期 | | | |
对比发现（2026更新）：① 门槛下移趋势明确——甘肃10→5MW、山东单元1MW起、广西0.1MW、四川辅助服务5MW，与357号文"初期可适当放宽准入"形成呼应；② 新入场的福建、辽宁、江西在聚合范围上设计更精细（福建发电类不得跨设区市、江西同一时段只能选一种身份、辽宁资源绑定≥6个月），吸收了先行省份防范"资源漂移"的教训；③ 湖北的20%市场份额上限（同一投资主体售电公司+负荷类VPP）是全国首个针对VPP的市场力防范条款。
四、维度二：接入要求与技术原则
4.1 分级接入原则（357号文确立，各省普遍落地）
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| | 广东、广西、云南、海南、宁夏、新疆、天津、辽宁（2026年办法明确）、福建 |
| | 广东（发电类）、安徽、湖南、宁夏、四川（川监能市场〔2026〕22号将VPP纳入并网主体管理）、福建（参与现货/辅助服务的负荷类VPP须与国网福建电力签并网调度协议）、辽宁 |
| | 云南（平台已接入南方区域现货市场）、四川（"1+N"）、河北、上海、深圳、陕西（VPP须接入省级平台）、江西（"运管平台—运营商平台—终端"三级架构）、贵州（三级架构） |
4.2 典型技术量化要求对比
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| 模型类≤1天/次；中长期+现货≤15分钟/次；辅助服务≤1分钟/次；IEC 60870-5-104等协议；GPS/北斗对时 | 调节速率≥0.15MW/分钟；120秒跨出调节死区 | |
| | 辅助服务须装AGC、秒级交互；分布式光伏出力直接采集调控 | |
| 上送周期≤60秒；采集误差≤0.5%；日完整率>99%；月可靠率>99% | 调频：终端实时指令接收≥80%；指令分解时延≤5秒；APC月可用率/投入率≥98%；主备网关热备≤10秒 | |
| | 调节速率≥额定功率3%/分钟；每15分钟偏差率≤**±10%**；响应时间≤120秒 | |
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| "互联网+5G+智能网关"；调控云平台3.0感知毫秒级；台区级精准响应 | | |
| | | 网络安全三级等保 |
| | 纳入涉网安全管理的接受统一调度；海南可中断削峰须具备电网直控条件 | 落实《电力监控系统安全防护规定》；数据源头加密；海南定期等保测评 |
| | | 等保二级及以上＋CNAS/CMA渗透测试、源代码测试（湖南）；CMA/CNAS等级测评（浙江） |
**对比发现（2026更新）**：① "四可"已成准入硬指标，甘肃2026修订版明确"宜实现四可"；② GB/T 47241-2026《虚拟电厂技术导则》2026年9月实施，与GB/T 44260-2024、44241-2024构成"国标三件套"，各省自定技术规范将加速向国标对齐；③ 量化控制指标最细的三省：湖北（通信类）、辽宁（调节性能类）、内蒙古（数据偏差±5%）；④ 贵州等保三级要求高于主流的等保二级。
五、维度三：中长期市场参与
2026年是中长期细则"备案潮"之年：1656号文要求各地实施细则2026年3月1日前报国家备案，直接催生云南（2026.3正式版）、江苏（苏监能市场〔2026〕14号）、湖北（2026.3.1施行）、河南（2026.6.23）、江西（华中监能市场规〔2026〕32号）、西藏（〔2026〕33号）、新疆（〔2026〕30号）、上海（2026.3）、重庆（〔2026〕34号）等一批省级细则落地，VPP条款全部就位。
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| 《广东电力中长期市场实施细则（2026年版）》（广东交易〔2026〕152号，2026.5.20）：新型经营主体纳入范畴；VPP运营商将所有负荷类现货交易单元与售电公司身份单元合并为一个"负荷类中长期交易单元"（参照售电公司）、发电类合并为一个"发电类中长期交易单元"（参照新能源）；月度净合约量上限按"平均发电小时×装机×（1-机制电量比例）"计算；分时绿电零售合同机制 |
| 2026年交易通知（2025.12.22）：月度（多月）集中竞价+滚动撮合、月内滚动撮合标的均含发电类/负荷类VPP；结算细则修订（桂电交易函〔2026〕143号）：负荷类VPP年度中长期合同分月电量偏差考核范围扩至含核电月度挂牌合同 |
| 《云南电力中长期市场实施细则》正式版（2026.3）：绿电交易中VPP申报数据须"关联至具体的分布式新能源项目交易单元"；2026年签约履约通知：VPP调节能力折算电量视为已签约电量纳入签约率，发/用电结算角色下均有偏差费用豁免安排 |
| 零售侧"分时价格+红利分享"套餐（红利系数0—1）；车网互动VPP充电电量自主参与用户侧中长期交易，鼓励分时段绿电双边合同；晋政办发〔2026〕11号：引导售电公司参与VPP建设、推动入市 |
| 负荷类聚合单元生效并签订聚合合同后次月可参与；无调节能力户号可由同一主体售电公司代理 |
| 专项政策出台前参照售电公司代理用户参与，零售套餐同步至负荷管理系统 |
| 市场规则V4.0（川发改能源〔2025〕594号）：负荷类VPP年度签约比例为其代理零售用户上年对应月总用电量60%；参与购售电须售电资质 |
| 2026年中长期交易实施方案（鄂能源调度〔2025〕62号）：电源类VPP单节点≥10MW、初期仅聚合分布式光伏/分散式风电、服务费1—10元/MWh；负荷类交易规则与售电公司一致；《湖北省电力中长期市场实施细则》2026.3.1施行（有效期5年） |
| 《重庆市电力中长期市场实施细则》（华中监能市场规〔2026〕34号，2026.4.14，有效期5年）：VPP、负荷聚合商上网时段按发电企业身份、下网时段按电力用户身份参与交易；直接交易主体不再人为规定分时电价 |
| 中长期细则（2026.6.23）：VPP同时聚合发用资源时分别组建发电单元、用电单元申报；全年中长期累计净合约电量受履约担保额度约束；零售市场代理主体含VPP |
| 华中监能市场规〔2026〕32号：负荷类参照售电公司、发电类参照新能源场站参与中长期批发；同一交易序列同一时段只能选一种身份；工作方案提出逐步放宽VPP高比例中长期电量约束 |
| 新监能市场〔2026〕30号：独立注册/交易/结算，全周期交易；发电类可参与绿电交易；价格上下限40—650元/MWh；分项结算 |
| 华中监能市场规〔2026〕33号（2026.3.27）：VPP列为资源聚合类新型经营主体；要求聚合商以聚合方式参与市场化需求响应、纳入电力平衡；价格机制"价差模式→顺价模式"过渡 |
| 江苏：苏监能市场〔2026〕14号细则为VPP注册、交易、退市上位依据；上海：2026.3细则与国家规则统一 |
对比发现（2026更新）：① "负荷类参照售电公司、发电类参照新能源"的双轨身份安排已成全国标准范式（广东、江西、新疆、湖北、河南一致）；② 广东的单元合并机制（现货单元+售电身份单元合并为中长期单元）解决了多单元主体合约管理的实操难题，是最精细的制度设计；③ 重庆"上网按发电、下网按用户"的分时段身份切换为双向资源（储能、V2G）入市提供了简洁解法；④ 湖北服务费1—10元/MWh是全国首个公开的VPP聚合服务指导价区间。
六、维度四：现货市场参与
6.0 2026年现货市场转正式运行进展（VPP结算环境）
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| 2026年推进转正式运行（5份配套细则2026.5征求意见：现货电能量交易/注册/信息披露/结算细则V1.0＋跨省中长期细则） | 发电类VPP现货单元参照新能源单元报量报价；分布式新能源经VPP聚合试点参与、其余作价格接受者；二级价格限值0.695元/kWh；日清月结、三部制差量结算；绿电环境价值偏差补偿按合同绿证价格25%（偏差超10%部分） |
| 2026年8月1日转正式 | VPP获得稳定结算通道；河北首批72个VPP试点项目2026年5月公布 |
| 2026年9月9日转正式（2026.9.7发文，连续结算试运行满一年以上） | |
| | 甘肃V3.2规则（2026.4.1）首次将VPP纳入现货准入 |
| 2026年连续结算试运行/征求意见/力争年底模拟试运行 | 四川VPP暂"报量不报价"；河南征求意见稿允许报量不报价或报量报价 |
6.1 分省现货参与机制
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| 报量报价、全电量参与。负荷类申报24小时分时用电量+价格+上下限；发电类申报96点预测曲线+量价。日前/小时响应型仅日前；直控型与发电类参与日前+实时 | SCUC/SCED出清，96点计划曲线+分时节点电价；2025.12.29深佛中5个发电类VPP单元（约33MW）全国首批报量报价入市；2026.5全国首次大型数据中心经VPP参与现货结算 | 偏差按所在节点现货电价结算；因运营商自身原因影响分布式新能源收购的电量不计入全额保障收购、不纳入弃电统计 |
| | 现货结算细则2026 V1.0：负荷类VPP暂参照批发交易用户结算，条件具备后日前/实时偏差按所在节点价格结算；发电类参照直接参与市场发电交易单元结算 | 中长期合同分月电量偏差考核范围扩至含核电月度挂牌合同 |
| 全国率先绿电VPP参与南方区域现货（截至2026.1：20家接入认证、聚合用户超1.1万户、调节能力超230万kW） | 省VPP管理服务平台已接入南方区域现货市场；实施细则（2026.1正式印发）明确与聚合资源可通过标准/定制套餐约定电能量费用（固定价/联动价），按非机制与机制电量拆分结算、逐日盯市 | |
| 贵州：黔电交易〔2025〕36号启动试点入市；2026年交易实施方案允许新型主体参与，2026年4—9月开展持续注册条件核验（147家售电公司/VPP未通过被要求整改）；海南细则未公开 | | |
| 负荷类报量报价：D-1日申报用电上下限+递减3—10段量价曲线，按**"负发电"模式**出清；未申报时段报量不报价 | 车网互动放电电量暂不报量不报价，按放电时段发电侧实时加权均价结算、暂免分摊市场运营费 | 15分钟时段偏差率：负荷类±15%、一体化/分布式电源类±10% |
| 2026年4月规则修订版：VPP以聚合单元整体报量报价参与现货；调节量负荷类可选削峰/填谷方向（与测试方向一致），刚性执行出清曲线 | 全面节点电价结算；储能可同时参与电能量+调频市场；调频申报价格上限12元/MW | 响应执行市场出清结果的考核评估；资源变更不满足要求的限制调节量申报 |
| 电源型视同发电主体、负荷型视同用电主体、混合型视同独立储能或不报量不报价 | | |
| 规则V4.0：VPP暂以**"报量不报价"**参与现货，按220kV母线拆分计划单元，发电类单元需"四可"；分时段选择参与现货/调频/备用之一 | | |
| 发电类报量报价、负荷类报量不报价；调节量交易（D-2日启动）负荷类报量报价，限价为D-2日实时现货最高出清价 | 调节量认定须满足负荷下调、响应率超80%等四项条件 | 不足中标50%记未达标；单月超3次停牌1个月；年度停牌3次永久取消资格 |
| 征求意见稿：VPP以**"报量不报价"或"报量报价"**参与现货；调频与电能量市场分开运行、顺序出清，探索爬坡、备用新品种 | | |
| 现货规则V3.2（2026.4.1施行）：首次明确VPP准入；电源型参照集中式新能源、负荷型参照售电公司、混合型分单元参与 | | |
| 4.1版规则：独立储能、VPP、并网型绿电直连均可参与中长期、现货、调频市场；直控型VPP按自然日选择参与调频 | | |
| 【国网】冀北/湖南/湖北/江苏/上海/浙江/新疆/福建/辽宁/江西/陕西/内蒙古/西藏 | 原则明确可按独立主体参与现货（福建、辽宁办法均作出原则规定；陕西2026年继续现货连续结算试运行并鼓励VPP参与），具体报量报价与偏差规则多数未公开 | | |
★ 标记为现货参与机制已实际落地运行的省份。
**对比发现（2026更新）：① 现货落地保持"广东＋山西＋山东"三极引领，2026年新增云南（绿电VPP实质运行）**构成第四极；② 起步方式收敛为"报量不报价起步、报量报价进阶"（四川、河南、重庆负荷类均从不报价起步）；③ 用户侧技术路线统一为"申报用电上下限+量价曲线→按节点价结算偏差"；④ 山东"储能电能量+调频双市场同参"和四川"分时段三选一"代表多市场协同的两种相反思路，值得跟踪对比。
七、维度五：辅助服务与需求响应补偿标准
7.1 需求响应补偿标准横向对比（削峰类，按公开上限/固定价）
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| 2026修订版（〔2026〕233号）：削峰申报上限=**现货上限×150%（约2700元/MWh）**；灵活避峰系数1.2/1.4/1.6；削峰考核价下限500元/MWh | 日内填谷系数1.2；2026春节填谷交易申报上下限554/297.6元/MWh | | 电量（竞价）＋分摊机制：削峰费用由工商业用户分摊（度电上限0.008—0.015元），填谷由核电+新能源按上网电量分摊（月上限0.005元/kWh） |
| | | 备用容量补贴≤0.01元/kW·h；无功响应≤0.12元/千乏时（全国特色） | |
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| 邀约削峰上限24元/kW·次；实时可中断削峰上限32元/kW·次 | | | 容量计价 |
| 邀约削峰上限2.0元/kWh；实时2.2元/kWh | | | |
| 约定型：日前1.0元/日内1.5元/kWh；日前邀约上限1.5元；日内紧急上限2.0元/kWh | | | |
| 3元/kWh × 速度系数（最高1.8，等效5.4元/kWh）；响应率系数0—1.2倍 | | 快上快下备用：旺季2元/淡季1元/kW·月；实时备用：旺季4元/淡季2元/kW·月 | |
| 调频细则正式版（2026.7.15）：调频里程申报价上限15元/MW、下限4元/MW；"鼓励其他具备调频能力的主体以VPP形式参与调频市场"（直控型负荷调峰补偿450元/MWh等仍为征求意见稿口径） | | | 里程计价；现货连续运行期间调频费用由用户用电量+未参与电能量市场上网电量分担 |
| | | 辅助服务细则（〔2026〕22号）：一次调频大扰动1000元/MWh、爬坡40元/MW；备用容量收益分成比例γ按户号约定 | 保底价+分成；VPP作为负荷侧并网主体获辅助服务补偿 |
| 削峰最高限价4.8元/kWh；VPP补贴系数1.2倍 | | 月度激励5元/kW | |
| 市场化响应细则修订稿（2026.8.20）：调节型报价0—1200元/MW分档限价；快速型"备用容量+响应电量"两部制：备用上限最高3000元/MW·月、响应电量固定单价最高1500元/MWh，按通知时效分六级品种 | 2026年"五一"填谷响应最大147.4万kW（首破百万千瓦） | | 边际出清+两部制；费用暂按发电企业与全体工商业用户各50%分摊 |
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| 日前削峰限价6—15元/kW·次、日内5—10元/kW·次 | | | |
| 市场化需求响应方案（甘工信发〔2026〕92号）：响应率80%以下无效、考核系数0.5；目标全省最大负荷3%以上响应能力 | | | |
| | | 实时调峰上限0.262元/kWh；调频上限0.015元/kW；独立储能容量电价（新发改能价〔2026〕346号）间接利好VPP聚合储能 | |
| 华北调峰市场（00:30—7:00、12:30—16:00）；各类主体价格上限统一 | | | |
| 市场竞价形成；临港"电能量补贴+区级容量补贴+精准响应激励"三类 | | | |
7.2 辅助服务市场开放进度（2026更新）
- 国家层面：411号+196号确立四类品种与价格上限；发改价格〔2026〕114号新增容量电价，形成"电能量+辅助服务+容量"三位一体；发改办体改〔2026〕275号将VPP纳入省间现货主体。
- 2026年省级细则落地：湖南调频细则正式版（上限15元/MW）、山东调频上限12元/MW（储能可电能量+调频同参）、四川VPP纳入并网主体管理（一次调频1000元/MWh、爬坡40元/MW）、河南征求意见稿（调频与电能量分开、探索爬坡备用）、吉林4.1版（直控型VPP按日选择调频）。
- 实际参与案例：深圳VPP参与南方区域跨省备用市场（全国首单）；冀北VPP参与华北调峰（2019年起）；上海7家VPP参与长三角互济（348.5MWh）、百万千瓦级实测调用（削峰116万kW）；2025.12南方区域首批发电类VPP报量报价入市（33MW）。
对比发现（2026更新）：① 广东削峰上限从固定3.5元/kWh改为"现货上限×150%"动态挂钩（约2.7元/kWh），标志补偿定价从行政定价转向现货联动；② 浙江**"备用容量+响应电量"两部制（备用最高3000元/MW·月）是目前最完整的容量价值实现方案；③ 重庆对VPP给予1.2倍补贴系数**是全国首个省级"VPP身份加成"；④ 容量计价阵营扩大（云南、新疆、陕西），与114号文容量电价机制方向一致。
八、维度六："保量保价"与收益保障机制
三个层次拆分：国家层面有无兜底？→ 新能源电量有无机制保障？→ 地方规则有无收益稳定安排？（2026年最大变化：国家层面新增容量电价机制）
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| 357号文无"保量保价"；"十五五"规划重申2030年5000万kW目标；发改价格〔2026〕114号首次建立容量电价机制（面向电网侧独立新型储能），构建"电能量+辅助服务+容量"三位一体——VPP聚合储能可间接分享 | 无VPP直接兜底，容量机制间接利好 |
| 机制电价差价结算（"多退少补"），保障对象为纳入机制的新能源电量，VPP经聚合关系间接分享；机制电量不重复获得绿证收益 | 间接保障 |
| 四川：保底价格机制（0—3元/kWh双方约定，出清价低于保底价按保底价结算）＋固定价格模式＋备用容量收益分成γ | |
| 深圳：实时精准响应固定价格5元/kWh；广州：固定补贴（有功≤3.5元/kWh、无功≤0.12元/千乏时、备用容量≤0.01元/kW·h） | |
| 海南：约定型削峰"电量+容量"双补偿（1.0/1.5元/kWh＋0.3元/kW） | |
| 浙江：快速型两部制——备用容量上限3000元/MW·月＋响应电量最高1500元/MWh（2026.8修订稿） | |
| 云南：实施细则（2026.1正式版）允许与聚合资源约定标准/定制套餐（固定价/联动价），机制与非机制电量拆分结算 | |
| 宁夏：四类代理套餐（固定价格/比例分成/阶梯价格/市场价格联动） | |
| 山西："分时价格+红利分享"零售套餐；车网互动放电暂免分摊市场运营费 | |
| 贵州：一次性财政奖补1万元/MW（单项目≤30万元）；探索容量补偿 | |
| 深圳若干措施：研发最高1000万元、产业化最高1500万元、V2G改造最高500万元；龙岗区2026年资金指南：VPP平台投资主体按响应收益10%最高100万/年、储能接入改造按投资10%最高100万 | |
风险提示（2026更新）：① 固定价/保底价属培育期安排，广东削峰上限已改为现货联动——行政固定价退坡已从预期变为现实；② 聚合即让渡部分保障性收益（广东弃电不统计条款）；③ 容量电价（114号文）目前仅面向电网侧独立储能，VPP聚合储能能否及如何适用尚无细则，属政策观察窗口；④ 贵州实施方案正式版据行业报道已落地但官方文号未确认，引用需谨慎。
九、维度七：收益分配与结算机制
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| 资源代理合同确立分配；交易中心提供结算依据、双向结算；2026需求响应修订版明确分摊机制：削峰费用由工商业用户分摊（度电上限4—9月及12月0.015元、其余0.008元），填谷由核电+集中式+分布式新能源按上网电量分摊（月上限0.005元/kWh、年上限0.001元/kWh） |
| 电网企业分别与运营商、聚合资源用户结算；代理合同须载明收益分成比例 |
| 实施细则（2026.1）：标准/定制套餐约定电能量费用，按非机制与机制电量拆分结算、逐日盯市防控风险；公平承担市场运营费用及不平衡资金 |
| 市场化交易单独结算；零售红利随次月电费传导；车网互动放电收益公示分配比例与收费标准 |
| 削峰费用由用户侧主体按用电量占比分摊；统一结算到户；至少一款价格联动类零售套餐+零售套餐价格封顶 |
| 市场化响应费用暂按发电企业与全体工商业用户各50%分摊（2026.8修订稿） |
| 分配方式初期固定分成比、上传负荷管理系统备案；收益电费退补、账单列示；调频费用由用户用电量+未参与电能量市场上网电量分担（2026调频细则） |
| 户号级上下网分别计量结算；公平分摊市场运营考核费用 |
| 户号级分别计量结算；分成比例α/γ、考核分摊θ/λ按户号约定；电费账单列示 |
| 四类套餐由国网宁夏电力对运营商及代理用户分别结算并出具依据 |
| 上下网电量必须分时段、分开结算，严禁净额结算； |
| 结算到聚合资源户、发用电分别核算严禁冲抵 |
| 电源型按风电/光伏×机制/非机制分四类交易单元结算；季度评价机制 |
| "谁服务、谁获利，谁受益、谁承担"；电网企业公平计量、代收代付 |
对比发现（2026更新）：① "户号级计量＋合同备案＋账单列示＋上下网分结"的标准范式全国收敛（福建、新疆同用最严表述）；② 分摊机制精细化：广东首次区分削峰（用户分摊）与填谷（发电侧分摊）的资金来源，浙江50/50分摊——需求响应成本疏导路径逐步清晰；③ 云南的机制/非机制电量拆分结算是136号文落地后与VPP结算衔接的首个省级样板。
十、维度八：考核、评级与退出机制
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| 2026需求响应修订版：考核分档R1=50%/R2=80%/R3=120%，削峰考核价下限500元/MWh | 注册公示30天；运营商分批公示（截至2025年底4批47家，2026.2第五批13家） |
| 需求响应：<50%无效；50%—80%按实际60%计；80%—120%全计；>120%按120%计 | |
| | 连续3个月不合格限期整改，否则取消资格；3年禁入（全网最严） |
| 15分钟偏差率：负荷类±15%、一体化/分布式电源类±10% | |
| | A+至D五档评级+数字证书按月核发；连续6个月D档强制退出 |
| 响应率系数分档（<50%不补偿；90%—110%按1.2倍） | 年度评级（A级入重点推广目录）；应约率<60%或3次响应率<50%取消两年资格 |
| 迎峰度夏（冬）前周期测试；参数变更30个工作日内变更测试 | |
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| 辅助服务细则（〔2026〕22号）：接受调度纪律、AGC、非停等并网运行考核（与常规电源同标准） | |
| 需求响应：年度应邀参与率<60%或全年3次低效响应 | |
| 交易中心常态化注册条件核验（苏电交易〔2026〕7号对11家VPP开展核验整改） | |
| 2026年4—9月持续注册条件核验，147家售电公司/VPP未通过 | |
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对比发现（2026更新）：① 2026年出现"注册后持续核验"新趋势——贵州147家集中整改、江苏11家核验退市程序、湖北20%份额上限，监管重心从"准入把关"转向"在位治理"；② 四川将VPP纳入与常规电源同标准的并网运行考核（AGC、非停），标志VPP"电厂化"管理定型；③ "不得重复获益"仍是通用铁律。
十一、南网区域分省要点（2026更新）
区域共同背景：南方区域市场2026年推进转正式运行——5份配套细则（现货电能量交易/注册/信息披露/结算V1.0＋跨省中长期细则）2026年5月征求意见；发电类VPP现货单元参照新能源单元报量报价；2025年12月29日深圳、佛山、中山5个发电类VPP单元（约33MW）全国首批报量报价入市；2026年7月1日起未聚合分布式新能源按节点实时价结算（倒逼聚合）。
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| 实施方案（2024.11）＋两项细则（〔2025〕152号）＋中长期细则2026版（〔2026〕152号）＋需求响应修订版（〔2026〕233号） | 全国首个VPP电能量交易机制；中长期单元合并机制；需求响应补偿现货联动；数据中心经VPP入市全国首单（2026.5） | 截至2025年底4批47家运营商，2026.2第五批13家；需求响应累计补偿11.37亿元 |
| 2022细则＋穗工信函〔2025〕181号＋运行实施细则（2025.8） | 市级财政年奖补≤1000万元；无功+备用容量补贴全国独有 | 目标接入容量2025/2026/2027年达200/400/500万kW |
| 落地工作方案＋精准响应系列＋若干措施（2024.6，续期中）＋新能源产业集群若干措施（2026.1征求意见稿）＋龙岗区资金指南（2026.4） | 台区级精准响应；毫秒级感知；跨省备用首单；产业集群新政策探索节能交易、电碳交易、绿电绿证增量业务 | 运营商超60家、接入超475万kW、最大可调130万kW |
| 桂能电力〔2025〕524号＋2026年交易通知（2025.12.22）＋现货结算细则2026 V1.0及桂电交易函〔2026〕143号修订 | 负荷类暂参照批发用户结算（过渡安排）；辅助服务价格上限各类主体统一 | 2027年≥50万kW、2030年≥100万kW；实时调控准确率98.37% |
| 云能源规〔2025〕198号＋需求响应方案（2025.2）＋《虚拟电厂参与云南电力市场实施细则》（2026.1正式印发）＋中长期细则正式版（2026.3）＋AI+能源方案（云能源科技〔2026〕132号） | 全国率先绿电VPP入现货；机制/非机制电量拆分结算；AI融入省级平台（"被动响应→自主调度"）；细则体系仍滚动修订（2026.7系列征求意见） | 20家接入认证、聚合用户超1.1万户、聚合容量超2200万kW、调节能力超230万kW（2026.1）；注册已至第七批（2026.7） |
| 实施方案+管理办法（2025.5征求意见稿；正式版据行业报道2026年已落地，文号待官方确认）＋黔能源运行〔2025〕33号＋黔电交易〔2025〕36号（试点入市）＋2026年市场化交易实施方案 | 财政奖补1万元/MW；等保三级；2026年进入"规范管理"阶段（147家核验未通过被要求整改）；VPP列为零碳园区引领指标 | 2027年≥10家主体/100万kW；2030年≥200万kW（力争300万） |
| 需求响应细则（2025.9）＋管理办法（2026.5征求意见稿，正式版未检索到） | | |
十二、国网区域分省要点（2026更新，原覆盖14省）
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| 晋能源规〔2025〕4号＋规则体系V16＋晋能源电力发〔2026〕73号＋晋政办发〔2026〕11号 | "负发电"出清模式发源地；2026年提出降低准入门槛、有效调节容量市场化补偿、优化一次调频考核补偿和二次调频市场 | |
| 鲁发改能源〔2026〕220号＋建设运行管理办法（2026.8.1施行）＋市场规则2026年4月修订版（2026.5.8） | 增设"聚合单元"概念（储能类≥1MW）；储能可电能量+调频同参；调频上限12元/MW；全面节点电价 | |
| 运营管理细则（2025.4）＋市场化响应实施细则修订稿（2026.8.20） | 调节型+快速型两部制（备用最高3000元/MW·月）；A+—D评级+数字证书 | 接入运营商46家、总可调超190万kW（2026.5）；"五一"填谷147.4万kW首破百万 |
| "1+5"方案＋用户侧方案（2025—2027）＋现货细则（2026年初再修订）＋中长期细则（2026.3） | "调度-交易-运管"三方贯通；临港精准响应+无功试点；百万千瓦级实测调用 | |
| 苏发改规发〔2024〕2号＋苏发改能源发〔2025〕1198号＋中长期细则（苏监能市场〔2026〕14号） | 首批100个项目；实时响应10元/kW容量补偿；注册核验常态化（11家整改） | |
| 华北调峰规则（2019）＋冀发改运行规〔2025〕6号＋冀北交易〔2026〕17号＋河北南网现货转正式通知（2026.8.4） | "云管边端"技术体系发源地；首批72个VPP试点项目（2026.5） | |
| 建设运营管理实施方案（2026.8.1执行）＋DB34/T 5306—2025＋现货转正式通知（2026.9.7） | 速度系数激励（最高1.8倍）；PJM基线；年度评级与信用联动 | 现货2026.9.9转正式；2030年调节能力200万kW以上 |
| 管理工作细则（2026.1正式版）＋调频辅助服务细则正式版（2026.7.15） | 聚合关系与售电代理关系一致；调频里程上限15元/MW；"鼓励以VPP形式参与调频市场" | |
| 入市服务指南（2025.4）＋2026年中长期方案（鄂能源调度〔2025〕62号）＋中长期细则（2026.3.1施行） | 电源类单节点≥10MW+服务费1—10元/MWh；同一主体20%市场份额上限；数据质量全量化指标 | |
| 川发改能源〔2025〕278号＋川发改能源〔2026〕232号＋市场规则V4.0（川发改能源〔2025〕594号）＋辅助服务/并网细则（川监能市场〔2026〕22号） | 现货报量不报价+分时段三选一（现货/调频/备用）；VPP纳入并网主体统一管理（一次调频1000元/MWh、爬坡40元/MW）；保底价+分成 | |
| 需求响应（2026.4征求意见稿）＋交易实施方案（2026.7征求意见稿）＋中长期细则（华中监能市场规〔2026〕34号）＋渝府办发〔2026〕24/26号 | 削峰限价4.8元/kWh+VPP补贴系数1.2倍+月度激励5元/kW；上网按发电/下网按用户分时段身份；调节量交易 | |
| 运营管理细则（2025.9修订）＋宁发改电力〔2026〕424号＋充电设施方案（〔2026〕151号） | 四类套餐化结算；发改委归口管理明确；首次落地V2G（≥3座充放电站接入VPP） | |
| 中长期细则（新监能市场〔2026〕30号）＋辅助服务细则（2025.8）＋容量电价通知（新发改能价〔2026〕346号） | 独立注册/交易/结算；上下网严禁净额结算；独立储能容量电价间接利好VPP聚合储能 | |
| 需求侧管理实施细则（2025.4）＋落实全国统一电力市场体系实施方案（2026.7.23） | 力争2026年底现货模拟试运行；规范VPP参与机制、公平承担输配电费用；2027年起35kV及以上用户全部直接入市 | |
| 十四五规划＋区级方案＋零碳园区实施方案（2026.7征求意见稿） | 依托区级示范推进；零碳园区方案提出积极推动VPP建设、发展绿电聚合模式 | |
十三、新增覆盖十一省专章
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| 《福建省虚拟电厂建设运行管理办法（试行）》（2026.7.31，省发改委+福建能监办） | 华东第三个省级专项办法；发电类不得跨设区市；负荷类初期允许跨变电站聚合；结算到户、发用电严禁冲抵；需求响应期间负荷类VPP原则上优先参与 | |
| 《辽宁省虚拟电厂管理办法（试行）》（2026.8.28印发、10.1施行，有效期3年） | 东北首个省级专项办法；技术指标对标山西（调节速率3%/分钟、偏差±10%、响应120秒）；资源绑定≥6个月防"资源漂移" | 2026.7.15征求意见→8.28正式印发（45天落地，速度快） |
| 高质量发展工作方案（2026.1.12）＋建设运营工作指南＋中长期细则（华中监能市场规〔2026〕32号） | "运管平台—运营商平台—终端"三级架构；同一时段只能选一种身份；逐步放宽中长期电量约束 | |
| 中长期细则（2026.6.23）＋现货/辅助服务等4件征求意见稿（2026.8.5）＋2026年交易通知（2025.12.20） | 发用资源分别组建单元申报；净合约电量受履约担保约束；辅助服务门槛5MW/1小时；探索爬坡、备用新品种 | |
| 市场运营规则及配套细则（试行4.1版，2026.5）＋吉能新能〔2026〕30号 | 8件规则体系全覆盖；直控型VPP按自然日选择调频（调频容量上限=日调节容量×g4系数）；鼓励分布式光伏经VPP聚合参与绿电交易 | |
| 陕发改运行〔2025〕827号＋建设运营实施方案（2025.6）＋2026年需求响应方案（陕发改运行〔2026〕768号）＋2026年市场化交易方案 | 容量计价需求响应（日前削峰6—15元/kW·次）；年度45%签约比例（响应型单元豁免）；分布式新能源可由VPP聚合入市 | |
| 现货规则V3.2（甘工信发〔2026〕55号）＋需求响应方案（甘工信发〔2026〕92号）＋VPP建设运营管理实施方案修订版（2026） | 修订版结束试行：门槛10→5MW、电源型参与范围扩大至电能量市场；V3.2首次将VPP纳入现货准入 | |
| 《青海省虚拟电厂建设与运行管理方案》（青能运行〔2025〕202号，2026.1.1实施，有效期5年） | 附《虚拟电厂接入运行技术规范》《接入业务申请单》——技术规范与申请流程文本化程度最高 | |
| 多边交易市场VPP交易实施细则（2026年初）＋基本规则2026修订版（征求意见稿）＋增量配电网措施（2026.1） | 负荷型代理制（细分高载能/一般行业单元）；电源型四类交易单元、储能与新能源捆绑；数据偏差±5%月度考核；鼓励增量配电网内建VPP | |
| 中长期细则（华中监能市场规〔2026〕33号，2026.3.27） | VPP列为资源聚合类新型经营主体；聚合商纳入电力平衡；价格机制"价差→顺价"过渡 | |
| 省级专项制度空白 | 仅企业层面动态（大唐黑龙江VPP平台采购2026.8、鸡西工业谷项目立项2026.6） | |
★ 标记为2026年新出台正式省级专项办法的省份。十一省纳入后，全国（除港澳台外）仅有极少数省份尚无VPP专项制度安排。
十四、核心发现与趋势研判
- 2026年是VPP政策"密集落地年"而非"框架元年"：1656号文3月1日备案截止＋国办发〔2026〕4号双重驱动，上半年省级中长期细则成批落地（云南、江苏、湖北、河南、江西、西藏、新疆、上海、重庆），下半年福建、辽宁两个全新省级专项办法出台——全国省级制度版图接近完整，仅剩黑龙江等个别空白。
- 准入门槛整体下移：甘肃10→5MW、山东单元1MW起、四川辅助服务5MW、广西0.1MW实践——与357号文"初期可适当放宽准入"呼应，政策重心从"设门槛"转向"扩基数＋在位治理"。
- 现货"三极"变"四极"：广东、山西、山东之外，云南以绿电VPP实质运行构成第四极；起步方式全国收敛为"报量不报价起步、报量报价进阶"（四川、河南、重庆负荷类均为佐证）。
- 补偿定价从行政定价转向现货联动＋容量化：广东削峰上限改为"现货上限×150%"是标志性事件；浙江两部制（备用3000元/MW·月）、114号文容量电价、云南/新疆/陕西容量计价共同指向"可靠调节能力定价"时代。
- "保量保价"仍不存在，但收益结构升级为三位一体：电能量＋辅助服务＋容量（114号文）；地方收益稳定器扩展为七种形态（保底价/固定价/双补偿/两部制/套餐化/红利分享/财政奖补）。
- 身份安排标准化："负荷类参照售电公司、发电类参照新能源"成为全国范式；广东单元合并、重庆分时段身份切换是两种精细化变体，分别解决多单元合约管理与双向资源入市问题。
- 监管进入"在位治理"阶段：贵州147家、江苏11家注册核验整改、湖北20%市场份额上限、四川并网考核（AGC/非停同标准）——"重注册、轻运营"空间彻底封死。
- 省级细则开始向"反资源漂移"设计进化：辽宁资源绑定≥6个月、福建发电类不得跨设区市、江西同一时段单身份——第二批立法省份吸收了先行省份的教训。
- VPP边界持续扩张：省间现货开放（275号复函）、数据中心入市（广东"算随电调"）、V2G规模化（宁夏≥3座充放电站、晋苏深试点）、零碳园区挂钩（贵州引领指标、北京绿电聚合）——应用场景从"削峰填谷"走向"算电协同＋电碳协同"。
- 技术标准闭环：GB/T 47241-2026《虚拟电厂技术导则》实施，"国标三件套"齐备，各省自定技术规范将加速向国标对齐，跨省经营的兼容性成本下降。
附录：主要政策文件清单
国家层面（含2026年新增）
- 《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》发改能源〔2025〕357号
- 《电力现货市场基本规则（试行）》发改能源规〔2023〕1217号
- 《电力中长期市场基本规则》发改能源规〔2025〕1656号（2026.3.1施行）
- 《电力辅助服务市场基本规则》发改能源规〔2025〕411号；《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》发改价格〔2024〕196号
- 《电力需求侧管理办法（2023年版）》（1283号）；《电力负荷管理办法（2023年版）》（1261号）
- 《关于深化新能源上网电价市场化改革的通知》发改价格〔2025〕136号
- 《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》发改能源〔2025〕1360号
- 《电力市场运行基本规则》发改委令2024年第20号；《电力市场注册基本规则》国能发监管规〔2024〕76号
- 《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》发改能源〔2024〕1128号
- 【2026新增】《国务院办公厅关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》国办发〔2026〕4号
- 【2026新增】《关于完善发电侧容量电价机制的通知》发改价格〔2026〕114号（2026.1.30）
- 【2026新增】《关于修订省间电力现货交易规则的复函》发改办体改〔2026〕275号（2026.4.14）
- 【2026新增】《新型电力系统建设能力提升试点名单（第一批）》国能发电力〔2026〕16号（13个VPP项目入选）
- 【2026新增】《新型电力系统建设"十五五"规划》（2026.8，2030年VPP调节能力超5000万kW）
- **【2026新增】**GB/T 47241-2026《虚拟电厂技术导则》（2026.9.1实施）；GB/T 44241-2024《虚拟电厂管理规范》
南网区域
- 《南方区域电力市场运行规则》（2024.9）；《南方区域新能源参与电力市场交易实施方案（试行）》（2026.1）
- **【2026新增】**南方区域转正式运行5份配套细则（现货电能量交易/注册/信息披露/结算V1.0＋跨省中长期细则，2026.5征求意见）
- 广东：实施方案（2024.11）；两细则（广东交易〔2025〕152号）；【2026新增】《广东电力中长期市场实施细则（2026年版）》（广东交易〔2026〕152号）；《广东省市场化需求响应实施细则（修订版）》（广东交易〔2026〕233号）；粤发改规〔2026〕4号（储能办法）；粤发改体改〔2026〕72号（应用场景）
- 广州：2022细则；穗工信函〔2025〕181号；运行实施细则（2025.8）
- 深圳：落地工作方案；精准响应系列；若干措施（2024.6）；【2026新增】新能源产业集群若干措施（2026.1征求意见稿）；龙岗区2026年度新能源产业专项资金申报指南
- 广西：桂能电力〔2025〕524号；【2026新增】2026年市场化交易工作通知（2025.12.22）；《广西电力市场现货结算实施细则（2026年V1.0版）》及桂电交易函〔2026〕143号修订
- 云南：云能源规〔2025〕198号；需求响应方案（2025.2）；【2026新增】《虚拟电厂参与云南电力市场实施细则》（2026.1正式印发）；《云南电力中长期市场实施细则》正式版（2026.3）；云能源科技〔2026〕132号（AI+能源）；2026年签约履约通知（2025.12.4）
- 贵州：实施方案+管理办法（2025.5征求意见稿；正式版待核实）；黔能源运行〔2025〕33号；【2026新增】黔电交易〔2025〕36号（试点入市）；2026年市场化交易实施方案
- 海南：需求响应细则（2025.9）；管理办法（2026.5征求意见稿，正式版未检索到）
国网区域（原14省，含2026年新增）
- 山西：晋能源规〔2025〕4号；规则体系V14—V16；晋能源电力发〔2026〕73号；【2026新增】晋政办发〔2026〕11号
- 山东：鲁发改能源〔2026〕220号；建设运行管理办法（2026.8.1施行）；【2026新增】《山东电力市场规则（试行）》2026年4月修订版
- 浙江：运营管理细则（2025.4）；【2026新增】《浙江电力领域新型主体市场化响应实施细则（试行修订稿）》（2026.8.20）
- 上海："1+5"方案（2023）；用户侧方案（2025—2027）；现货细则（2025—2026修订）；中长期细则（2026.3）
- 江苏：苏发改规发〔2024〕2号；苏发改能源发〔2025〕1198号；【2026新增】中长期细则（苏监能市场〔2026〕14号）
- 冀北/河北：华北调峰规则（2019）；冀发改运行规〔2025〕6号；冀北交易〔2026〕17号；【2026新增】河北南网现货转正式通知（2026.8.4）
- 安徽：建设运营管理实施方案（2026.8.1执行）；DB34/T 5306—2025；【2026新增】现货转正式通知（2026.9.7）
- 湖南：管理工作细则（2026.1）；【2026新增】《湖南省电力调频辅助服务市场交易实施细则》（2026.7.15正式版）
- 湖北：入市服务指南（2025.4）；【2026新增】2026年中长期交易实施方案（鄂能源调度〔2025〕62号）；《湖北省电力中长期市场实施细则》（2026.3.1施行）
- 四川：川发改能源〔2025〕278号；川发改能源〔2026〕232号；【2026新增】市场规则V4.0（川发改能源〔2025〕594号）；《四川省电力辅助服务管理实施细则》《并网运行管理实施细则》（川监能市场〔2026〕22号）
- 重庆：需求响应（2026.4征求意见稿）；交易实施方案（2026.7征求意见稿）；【2026新增】中长期细则（华中监能市场规〔2026〕34号）；渝府办发〔2026〕24号/26号
- 宁夏：运营管理细则（2025.9修订）；【2026新增】宁发改电力〔2026〕424号；宁发改电力〔2026〕151号（V2G）
- 新疆：中长期细则（新监能市场〔2026〕30号）；辅助服务细则（2025.8）；【2026新增】新发改能价〔2026〕346号（容量电价）
- 天津：需求侧管理实施细则（2025.4）；【2026新增】《天津市落实全国统一电力市场体系实施方案》（2026.7.23）
- 北京：十四五规划（2022）；区级方案；【2026新增】零碳园区实施方案（2026.7征求意见稿）
国网区域（2026年新增覆盖11省）
- 福建：《福建省虚拟电厂建设运行管理办法（试行）》（2026.7.31，省发改委+福建能监办）
- 辽宁：《辽宁省虚拟电厂管理办法（试行）》（2026.8.28印发、10.1施行）
- 江西：《江西省推动虚拟电厂高质量发展工作方案》（2026.1.12）；《江西省虚拟电厂建设运营工作指南》；中长期细则（华中监能市场规〔2026〕32号）
- 河南：中长期细则（2026.6.23）；现货/辅助服务等4件征求意见稿（2026.8.5）；2026年交易通知（2025.12.20）
- 吉林：《吉林省电力市场运营规则及配套实施细则（试行4.1版）》（2026.5）；吉能新能〔2026〕30号
- 陕西：陕发改运行〔2025〕827号；建设运营实施方案（2025.6）；2026年需求响应方案（陕发改运行〔2026〕768号）；2026年市场化交易实施方案
- 甘肃：现货规则V3.2（甘工信发〔2026〕55号）；需求响应方案（甘工信发〔2026〕92号）；VPP建设运营管理实施方案修订版（2026）
- 青海：《青海省虚拟电厂建设与运行管理方案》（青能运行〔2025〕202号，2026.1.1实施）
- 内蒙古：《内蒙古电力多边交易市场虚拟电厂交易实施细则》（2026年初）；基本规则2026修订版（征求意见稿）；增量配电网措施（2026.1）
- 西藏：中长期细则（华中监能市场规〔2026〕33号，2026.3.27）
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