1月17日，工业与信息化部等六部门发布《关于推动能源电子产业高质量发展的指导意见》（工信部联电子〔2022〕181号）

　　明确提出：扩大光伏发电系统、新型储能系统、新能源微电网等智能化多样化产品和服务供给。推动能源绿色低碳转型，促进清洁能源与节能降碳增效、绿色能源消费等高效协同。指导意见提出，鼓励建设工业绿色微电网，实现分布式光伏、多元储能、智慧能源管控等一体化系统开发运行，实现多能高效互补利用。探索光伏和新能源汽车融合应用路径。同时加大新兴领域应用推广，探索开展源网荷储一体化、多能互补的智慧能源系统、智能微电网、虚拟电厂建设。

　　要求发挥智能电网延伸拓展能源网络潜能，推动形成能源智能调控体系，提升资源精准高效配置水平；加快人工智能、数字孪生、物联网、区块链等数字技术在能源领域的创新应用，培育数字技术与能源产业融合发展新优势。明确推动柔性负荷智能管理、虚拟电厂优化运营、分层分区精准匹配需求响应资源等，提升绿色用能多渠道智能互动水平；提高储能与供能、用能系统协同调控及诊断运维智能化水平；推动新能源汽车融入新型电力系统，提高有序充放电智能化水平，鼓励车网互动、光储充放等新模式新业态发展。同时重点推进在智能电厂、新能源及储能并网、分布式能源智能调控、虚拟电厂、综合能源服务、行业大数据中心及综合服务平台等应用场景组织示范工程承担系统性数字化智能化试点任务。

　　为统筹推进风电场改造升级和退役管理工作，鼓励技术进步，提高风电场资源利用效率和发电水平，推进风电产业高水平质量的发展，助力实现碳达峰碳中和，特制定本办法，共包含6章，22条细则，鼓励并网运行超过15年或单台机组容量小于1.5兆瓦的风电场开展改造升级，并网运行达到设计使用年数的限制的风电场应当退役，经安全运作评估，符合安全运行条件能够继续运营。

　　组织管理：发电企业根据风电场运作情况，论证提出项目改造升级和退役方案，并向项目所在地县级及以上能源主管部门提出需求。省级能源主管部门依据本行政区域内发电企业提出的风电场改造升级需求，按年度编制省级风电场改造升级和退役实施方案。实施方案征求同级有关部门和省级电网公司意见，涉及享受国家财政补贴的，需报国家能源局组织复核后，抄送国家电网公司或南方电网公司。电网接入：风电场增容改造配套送出工程改扩建原则上由电网企业负责。有关保障：严禁扩大现有规模与范围，项目到期退役后由建筑设计企业负责做好生态修复。并网运行未满20年且累计发电量未超过全生命周期补贴电量的风电场改造升级项目，按照相关规定享受中央财政补贴资金，改造升级工期计入项目全生命周期补贴年限。改造升级完成后按照有关法律法规，由电网企业及时变更补贴清单，每年补贴电量按实际发电量执行且不超过改造前项目全生命周期补贴电量的5％。风电场完成改造升级后，对并网运行满20年或累计补贴电量超过改造前项目全生命周期补贴电量的项目，不再享受中央财政补贴资金。

　　明确提出，建设一批绿色低碳先进的技术示范工程，健全相关支持政策、商业模式、监督管理机制，持续加强绿色低碳技术和产业的国际竞争优势。要求建设先进电网和储能示范项目。包括先进高效“新能源＋储能”、新型储能、抽水蓄能、源网荷储一体化和多能互补示范，长时间尺度高精度可再次生产的能源发电功率预测、虚拟电厂、新能源汽车车网互动、柔性直流输电示范应用。

　　10月18日，国家能源局发布《关于组织并且开展可再次生产的能源发展试点示范的通知》（国能发新能〔2023〕66号）

　　围绕技术创新、开发建设和高比例应用三方面予以具体支持。通知提出“发供用高比例新能源示范”。主要支持园区、企业、公共建筑业主等用能主体，利用新能源直供电、风光氢储耦合、柔性负荷等技术，探索建设以新能源为主的多能互补、源荷互动的综合能源系统，打造发供用高比例新能源示范，实现新能源电力消费占比达到70％以上。

　　提出，到2027年，抽水蓄能电站投运规模达到8000万千瓦以上，需求侧响应能力达到最大负荷的5％以上，保障新型储能市场化发展的政策体系基本建成，适应新型电力系统的智能化调度体系逐步形成，支撑全国新能源发电量占比达到20％以上、新能源利用率保持在合理水平。为此，要提出以下措施。着力提升支撑性电源调峰能力。在新能源占比较高、调峰能力不够的地区，在确保安全的前提下探索煤电机组深度调峰，最小发电出力达到30％额定负荷以下。统筹提升可再生能

　　源调峰能力，充分的发挥光热发电的调峰作用。大力提升电网优化配置可再次生产的能源能力，加强可再次生产的能源基地、调节性资源和输电通道的协同，强化送受端网架建设，支撑风光水火储等多能打捆送出。推进电源侧新型储能建设。鼓励新能源企业通过自建、共建和租赁等方式灵活配置新型储能，结合系统需求合理确定储能配置规模。发展用户侧新型储能。围绕大数据中心、5G基站、工业园区等最终用户，依托源网荷储一体化模式合理配置用户侧储能，提升用户供电可靠性和分布式新能源就地消纳能力。

　　提出发展目标，到2025年，配电网网架结构更坚强清晰、供配电能力合理充裕、承载力和灵活性明显提升、数字化转型全方面推进；到2030年，基本完成配电网柔性化、智能化、数字化转型，实现主配微网多级协同、海量资源聚合互动、多元用户即插即用，有效促进分布式智能电网与大电网融合发展。为此，提出措施，补齐电网短板，夯实保供基础。2025年，电网企业全面淘汰S7（含S8）型和运行年限超25年且能效达不到准入水平的配电变压器；提升承载能力。引导电动汽车充电设施合理分层接入中低压配电网，分布式新能源依据自己运行需要合理配建新型储能或通过共享模式配置新型储能；优化项目投资管理。直接接入配电网的新能源场站、储能电站接网工程投资原则上由电网企业承担；健全市场交易机制。明确分布式新能源、新型储能、电动汽车充电设施、微电网、虚拟电厂等新主体、新业态的市场准入、出清、结算标准；持续优化电价机制。在评估分布式发电市场化交易试点基础上，研究完善更好促进新能源就近消纳的输配电价机制。

　　按照“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”的总体原则，逐渐完备辅助服务价格形成机制。完善调峰市场交易机制。电力现货市场连续运行的地区，完善现货市场规则，适当放宽市场限价，引导实现调峰功能，调峰及顶峰、调峰容量等具有类似功能的市场不再运行。电力现货市场未连续运行的地区，原则上风电、光伏发电机组不作为调峰服务提供主体，研究适时推动水电机组参与有偿调峰，其他机组在现货市场未运行期间按规则自主申报分时段出力及价格，通过市场之间的竞争确定出清价格和中标调峰出力。合理确定调峰服务价格上限，按照新能源项目消纳成本不高于发电价值的原则，合理确定调峰服务价格上限，调峰服务价格上限原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价。规范调频市场交易机制。调频市场原则上采用基于调频里程的单一制价格机制。合理确定调频服务价格上限。调频性能系数由调节速率、调节精度、响应时间三个分项参数乘积或加权平均确定，分项参数以当地性能最优煤电机组主机（不含火储联合机组）对应的设计参数为基准折算。原则上性能系数最大不超过2，调频里程出清价格上限不超过每千瓦0.015元。规范备用市场交易机制。备用市场原则上采用基于中标容量和时间的单一制价格机制。合理确定备用服务价格上限。原则上备用服务价格上限不超过当地电能量市场行情报价上限。

　　以更大力度发展新能源。以库布其、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠为重点，规划建设大型风电光伏基地，同步开展规划环评，切实发挥规划引领作用，积极发展光热发电。加强电网基础设施建设。强化蒙西、蒙东电网500千伏主干网架，加快规划建设电力外送通道。推进蒙西至京津冀风光火储输电通道按期建成投产。推进智能电网综合示范。推进呼和浩特、包头、鄂尔多斯等智能电网综合示范区建设。创新能源绿色低碳发展体制机制。支持内蒙古开展绿色电力交易试点，适时将内蒙古电力交易中心纳入国家绿色电力证书交易买卖平台。加快发展新能源产业。在保障消纳前提下，高水平质量的发展风机、光伏、光热、氢能、储能等产业集群，做大做强碳纤维等碳基材料产业。支持内蒙古打造国家新能源与先进高载能产业融合发展集聚区。开展碳达峰碳中和先行先试。支持鄂尔多斯、包头、内蒙古赤峰高新技术产业开发区等建设国家碳达峰试点。全力发展循环经济。强化退役动力电池、光伏组件、风电机组叶片等新兴起的产业废弃物循环利用。加快交通运输绿色低碳转型。鼓励纯电重卡、换电重卡等替代燃油重卡，加强矿区专用铁路建设。支持内蒙古完善充换电站、加氢站等基础设施体系。

　　准确把握新型储能功能定位。进一步规范新型储能并网管理，持续完善新型储能调度机制，保障新型储能合理高效利用，有力支撑新型电力系统建设。明确接受电力系统调度新型储能范围。规范新型储能并网接入管理，优化新型储能调度方式，加强新型储能运行管理。规范新型储能并网接入、调度运行技术方面的要求，鼓励存量新型储能技术改造，推动新型储能智慧调控技术创新。

　　加强规划管理，分别对500千伏及以上、500千伏以下配套电网项目及配电网的规划管理工作提出改进要求。其中，明确为国家布局的大型风电光伏基地、流域水风光一体化基地等重点项目开辟纳规“绿色通道”。有序安排新能源项目建设。省级能源主管部门要结合消纳能力，科学安排集中式新能源的开发布局、投产时序和消纳方向。对列入规划布局方案的沙漠戈壁荒漠地区大型风电光伏基地，要依照国家有关部门关于风电光伏基地与配套特高压通道开工建设的时序要求，统筹推进新能源项目建设。切实提升新能源并网性能。发电企业要大力提升新能源友好并网性能，探索应用长时间尺度功率预测、构网型新能源、各类新型储能等新技术，提升新能源功率预测精度和主动支撑能力。科学确定各地新能源利用率目标。省级能源主管部门要会同有关部门，在科学开展新能源消纳分析的基础上，最大限度地考虑新能源发展、系统承载力、系统经济性、用户承受能力等因素，与本地区电网企业、发电企业充分衔接后，确定新能源利用率目标。部分资源条件较好的地区可适当放宽新能源利用率目标，原则上不低于90％，并根据消纳形势开展年度动态评估。

　　提出九大任务：包括：一是电力系统稳定保障行动；二是大规模高比例新能源外送攻坚行动；三是配电网高水平质量的发展行动；四是智慧化调度体系建设行动；五是新能源系统友好性能提升行动；六是新一代煤电升级行动；七是电力系统调节能力优化行动；八是电动汽车充电设施网络拓展行动；九是需求侧协同能力提升行动。在优化电源配置方面，政策明确支持推进大型新能源基地建设、打造一批系统友好型新能源电站、推进输电通道开发建设、加强智慧化电力调度体系建设；在优化电网调节能力方面，政策明确要求加快提高配电网承载力和灵活性，提升配电网对分布式新能源、新型储能、智能微电网、虚拟电厂等新业态的接纳、配置和调控能力，更好满足即插即用、灵活互动需求。

　　提出经济社会发展全面绿色转型10大重点任务，这中间还包括“稳妥推进能源绿色低碳转型”。“稳妥推进能源绿色低碳转型”章节，着重强调要全力发展非化石能源，到2030年，我国非化石能源消费比重提高到25％左右。未来十年我国将加快西北风电光伏、西南水电、海上风电、沿海核电等清洁能源基地建设，积极发展分布式光伏、分散式风电，因地制宜开发生物质能、地热能、海洋能等新能源，推进氢能“制储输用”全链条发展。此外，还提到要通过深化电力体制改革，加快布局储能、智能电网等产业，来构建与新能源产业相适应的新型电力系统。

　　提出四个一批建设改造任务。一是加快推进一批供电薄弱区域配电网升级改造项目；二是针对性实施一批防灾抗灾能力提升项目；三是建设一批满足新型主体接入的项目；四是创新探索一批分布式智能电网项目。

　　（解读：要求完善配电网与分布式新能源协调发展机制，研究并规范配电网可承载分布式新能源规模计算方式。这将有利于引导分布式新能源科学布局、有序开发、就近接入、就地消纳，避免盲目建设和资源浪费。）

　　提出，到2027年，能源重点领域设备投资规模较2023年增长25％以上。为此，部署七大重点任务：推进火电设备更新和技术改造、推进输配电设备更新和技术改造、推进风电设备更新和循环利用、推进光伏设备更新和循环利用、稳妥推进水电设备更新改造、推进清洁取暖设备更新改造、以标准提升促进设备更新和技术改造。在推进风电设备更新和循环利用方面，政策提出鼓励老的风电场和单机容量小于1.5兆瓦的风电场开展改造升级，装备单机容量大、技术先进的风机，提高我国风电行业整体单位土地面积的发电量；此外，对于退役的风机要积极开展循环利用，壮大大风电产业循环利用新业态。对推进光伏设备更新和循环利用方面，政策鼓励光伏发电设备更新、支持光伏电站构网型改造，从而提升我国光伏发电系统单位面积单位体积内的包含的能量和光伏电站土地使用效率，提高光伏电站发电效率；同时政策还支持光伏组件回收处理与再利用。在以标准提升促进设备更新和技术改造方面，政策明确要建立健全新型储能、氢能、电力装备等领域标准体系，以标准建设促进能源设备效率和可靠性提供。政策还强调通过电力电子技术、数字化技术、智慧化技术对电站进行升级，建设智能电厂。

　　（解读：考虑到以电力为主的能源领域的庞大基数和当前的投资规模，这一增长比例意味着将带来显著的投资增量。若以2023年能源领域设备投资规模为基础进行估算，即使是一个相对保守的基数，25％的增长也将直接拉动数千亿乃至上万亿的投资。）

　　明确了绿证核发和交易机制的职责分工、账户管理、绿证核发、绿证交易及划转、绿证核销、信息管理及监管等方面的具体实际的要求。规则自印发之日起实施，有效期5年。要求绿电生产方必须承诺仅申领中国绿证、不重复申领其他同属性凭证，旨在强化本土能源管理的自主权，减少国际标准对国内市场的干预和影响。

　　提出，避免可再次生产的能源发电项目从绿证和CCER（中国核证自愿减排量）重复获益。设立两年过渡期。过渡期内，适用于并网海上风力发电》《温室气体自愿减排项目方法学并网光热发电》的项目有关企业，可自主选择核发交易绿证或申请CCER；光伏、其他风电项目暂不新纳入自愿减排市场。过渡期后，综合绿证和自愿减排市场运行等情况，适时调整绿证与自愿减排市场对深远海海上风电、光热发电项目的衔接要求。对于深远海海上风电、光热发电项目，拟选择参加绿证交易的，相应电量不可以申请CCER；拟申请CCER的，在完成自愿减排项目审定和登记后，由国家能源局资质中心“冻结”计入期内未交易绿证；在完成减排量核查和登记后，由国家能源局资质中心注销减排量对应的未交易绿证，并向社会公开信息。

　　（解读：绿证和全国温室气体自愿减排交易（CCER）均是国家设立用来支持绿色低碳产业高质量发展的市场机制。按照目前的制度，并网海上风电与光热发电项目既可以参与绿证交易，也可参与CCER交易。由于我国绿证和CCER市场分别归属不同的主管部门，且分别建立不同的交易平台，这使得并网海上风电与光热发电项目有几率存在重复获益的问题。文件明确并网海上风电与光热发电项目可自主选择核发交易绿证或申请中国核证自愿减排量（CCER），丰富了这两类项目的环境价值兑现渠道，项目开发企业可衡量收益预期，自主选择价格更高的兑现渠道，提升了项目投资收益空间。同时《通知》强调绿证与CCER中“二选一”，并明确对申请CCER的绿电对应绿证进行冻结、核销和信息公开，避免重复获益，确保绿电环境价值的唯一性，助力提升绿电环境价值国际互认。）

　　提出，2025全国可再次生产的能源消费量达到11亿吨标煤以上；“十五五”各领域优先利用可再次生产的能源的生产生活方式基本形成，2030年全国可再次生产的能源消费量达到15亿吨标煤以上，有力支撑实现2030年碳达峰目标。为此，提到以下几项措施，全方面提升可再次生产的能源供给能力。快速推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设，推动海上风电集群化开发。加快可再次生产的能源配套基础设施建设。加强可再次生产的能源和电力发展规划的衔接，推动网源协调发展。多元提升电力系统调节能力。加强新型储能技术攻关和多场景应用。推进长时储热型发电、热电耦合、中高温热利用等光热应用。协同推进工业用能绿色低碳转型。在工业园区、大型生产企业等周边地区开展新能源源网荷储一体化项目，推动工业绿色微电网建设应用、绿色电力直接供应和燃煤自备电厂替代。加快交通运输和可再次生产的能源融合互动。建设可再次生产的能源交通廊道，鼓励在具备条件的高速公路休息区、铁路车站、汽车客运站、机场和港口推进光储充放多功能综合一体站建设。深化建筑可再次生产的能源集成应用。把优先利用可再次生产的能源纳入城镇的规划、建设、更新和改造。统筹新基建和可再次生产的能源开发利用。加强充电基础设施、加气站、加氢站建设，完善城乡充电网络体系。优化新型基础设施空间布局，推动5G基站、数据中心、超算中心等与光伏、热泵、储能等融合发展。

　　加快工业副产氢和可再次生产的能源制氢等清洁低碳氢应用，是推动氢能产业高水平质量的发展、培育新质生产力的重要方向，是促进节能降碳、推进新型工业化的重要路径。方案提出，到2027年，工业领域清洁低碳氢应用装备支撑和技术推广取得积极进展，清洁低碳氢在冶金、合成氨、合成甲醇、炼化等行业实现规模化应用，在工业绿色微电网、船舶、航空、轨道交通等领域实现示范应用，形成一批氢能交通、发电、储能商业化应用模式。培育一批产业生态主导力强的有突出贡献的公司和产业集聚区，以及专业水平高、服务能力强的系统解决方案供应商，初步构建较为完整的产业链和产业体系。为此，提出加快清洁低碳氢替代应用、提升氢冶金应用水平、全力发展氢碳耦合制绿色甲醇、推动氢氮耦合制绿色合成氨、加快氢燃料电池汽车应用、发展氢动力船舶、航空、轨道交通装备、发展氢电融合工业绿色微电网等相关措施。

　　明确指出，要加快新能源的开发与利用，致力于构建以清洁能源为主导的现代能源体系。强调以绿色低碳为目标，全力支持低碳清洁能源的开发利用，并明确将推动可再次生产的能源优先上网。规定将优化新能源项目的审批机制，减少行政手续，缩短审批周期。国家将鼓励企业在光伏和风电的核心设备、智能化运营及系统管理等方面做技术创新，并提供研发补贴、税收优惠等政策支持。首次明确了储能系统在未来能源体系中的主体地位，并提出将推动光伏、风电与储能技术的协同发展。明确说将加快完善碳交易市场，为光伏和风电行业提供额外的收益机制。

　　包含7章，44条细则。省级能源主管部门应当做好本省（自治区、直辖市）新能源发展与国家级能源、电力、可再次生产的能源发展规划的衔接，统筹平衡集中式光伏电站与分布式光伏发电的发展需求。县级能源主管部门应当会同有关部门积极地推进辖区内分布式光伏发电开发利用。备案管理：各省（自治区、直辖市）应当明确分布式光伏发电备案机关及其权限等，并向社会公布。分布式光伏发电项目应当在建成并网一个月内，完成建档立卡填报工作。电网接入：电网企业应当针对不一样类型的分布式光伏发电项目制定差异化接入电网工作制度，合理优化或者简化工作流程。运行管理：建档立卡的分布式光伏发电项目按全部发电量核发绿证，其中上网电量核发可交易绿证，项目投资主体持有绿证后可根据绿证相关管理规定自主参与绿证交易。鼓励分布式光伏发电项目开展改造升级工作，应用先进、高效、安全的技术和设备。

　　到2027年，我国新型储能制造业全链条国际竞争优势凸显，优势企业梯队进一步壮大，产业创新力和综合竞争力明显提升，实现高端化、智能化、绿色化发展。

　　——产业体系加速完善。新型储能制造业规模和下游需求基本匹配，培育生态主导型企业3－5家。产业主体集中、区域集聚格局基本形成，产业集群和生态体系逐渐完备。产业链供应链韧性明显地增强，标准体系和市场机制更加健全。

　　——产品性能明显地增强。高安全、高可靠、高能效、长寿命、经济可行的新型储能产品和技术供给能力持续增强，新型储能系统能量转化效率明显提高。热滥用和过充电不起火、不爆炸，全生命周期安全水平加快提升。

　　——应用领域持续拓展。新型储能产品与技术多元化水平进一步提升，更好满足电力、工业、能源、交通、建筑、通信、农业等多领域应用需求，为推动能源革命、实现碳达峰碳中和提供坚实物质保障。

　　通知提出，按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的总体思路，深化新能源上网电价市场化改革，推动新能源上网电量全方面进入电力市场，上网电价通过市场交易形成；同步建立支持新能源可持续发展的价格结算机制，区分存量和增量项目分类施策，促进行业高水平质量的发展。通知明确，创新建立新能源可持续发展价格结算机制，对存量项目，纳入机制的电量、电价等与现行政策妥善衔接；对增量项目，纳入机制的电量规模由各地按国家要求合理确定，机制电价通过市场化竞价方式确定。通过建立可持续发展价格结算机制，既妥善衔接新老政策，又稳定行业发展预期，有利于促进新能源可持续发展，助力经济社会绿色低碳转型。通知要求，各地要强化组织落实，周密部署安排，主动协调解决改革实施过程中遇到的问题；加强政策宣传解读，及时回应社会关切；加强政策和工作协同，强化价格改革与规划目标、绿证政策、市场建设、优化环境等协同，确保改革平稳推进。

　　提出主要目标：全国能源生产总量稳步提升，原油产量保持2亿吨以上。全国发电总装机达到36亿千瓦以上，新增新能源发电装机规模2亿千瓦以上，发电量达到10.6万亿千瓦时左右，跨省跨区输电能力持续提升。绿色低碳转型不断深化。非化石能源发电装机占比提高到60％左右，非化石能源占能源消费总量比重提高到20％左右。工业、交通、建筑等重点领域可再次生产的能源替代取得新进展。新能源消纳和调控政策措施加强完善，绿色低碳发展政策机制进一步健全。火电机组平均供电煤耗保持合理水平。风电、光伏发电利用率保持合理水平，光伏治沙等综合效益更加显著。大型煤矿基本实现智能化。初步建成全国统一电力市场体系，资源配置逐步优化。为此要做到，夯实能源安全保障基础。强化煤炭矿区总体规划管理，提升矿区集约化规模化开发水平，强化油气勘探开发。提高区域能源协同保障能力。强化能源安全重大风险管控。推进能源绿色低碳转型。推进能源改革和法治建设。推动能源科技自立自强。

　　文中提到，到2027年，绿证市场交易制度基本完善，强制消费与自愿消费相结合的绿色电力消费机制更健全，绿色电力消费核算、认证、标识等制度基本建立，绿证与其他机制衔接更加顺畅，绿证市场潜力加快释放，绿证国际应用稳步推进，实现全国范围内绿证畅通流动。到2030年，绿证市场制度体系进一步健全，全社会自主消费绿色电力需求明显提升，绿证市场高效有序运行，绿证国际应用有效实现，绿色电力环境价值合理体现，有力支撑可再次生产的能源高水平质量的发展，助力经济社会发展全面绿色转型。为此，要做到一是稳定绿证市场供给，及时自动核发绿证，提升绿色电力交易规模，健全绿证核销机制，支持绿证跨省流通；激发绿证消费需求，明确绿证强制消费要求，健全绿证自愿消费机制，完善金融财政相关支持政策；三是完善绿证交易机制，健全绿证市场行情报价机制，优化绿证交易机制，完善绿色电力交易机制。四是拓展绿证应用场景，加快绿证标准体系建设，建立绿色电力消费核算机制，开展绿色电力消费认证，推动绿证与其他机制有效衔接，推动绿证标准国际化，加强国际合作交流，强化政策宣介服务。

　　3月25日，国家发展改革委国家能源局印发《关于快速推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号）

　　提出，到2027年，全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上；到2030年，调节能力达到5000万千瓦以上。各地要积极推动虚拟电厂因地制宜发展，持续提升虚拟电厂建设运行管理上的水准，完善虚拟电厂参与电力市场等机制。

　　4月23日，国家能源局印发《关于促进能源领域民营经济发展若干举措的通知》（国能发法改〔2025〕40号）

　　提出，支持非公有制企业积极投资新型储能、虚拟电厂、充电基础设施、智能微电网等能源新技术新业态新模式；鼓励非公有制企业推进风电场、光伏电站构网型技术改造，创新“人工智能＋”应用场景等。不断的提高政务服务水平，推进非公有制企业公平参与市场。