8月15日，河北省发改委公开征求《河北省虚拟电厂建设运营实施意见》《河北省虚拟电厂建设运营管理办法（暂行）》意见。《意见》提到，到2027年，虚拟电厂建设运行管理机制成熟规范，参与市场机制健全完善，虚拟电厂调节能力达到200万千瓦。到2030年，虚拟电厂应用场景进一步拓展，各类商业模式创新发展，以市场化方式为主开展常态化运营，全省虚拟电厂调节能力达到300万千瓦以上。

需求响应市场启动期间，虚拟电厂须优先参与需求响应市场。虚拟电厂参与网内、区域辅助服务市场时，应优先保障网内市场需求，当调节能力超出本地需求时，可以利用多余调节能力参与区域辅助服务市场，获取跨区域收益。

加强配套政策研究。分析虚拟电厂聚合需求侧资源参与电力市场交易相关限制条件或预期激励因素，包括分布式储能入市交易机制、光储充一体化运营、绿电绿证支持条款等，探索完善配套政策。研究虚拟电厂与新能源市场化改革方案的衔接机制。

规范推进资源聚合。研究确定虚拟电厂聚合的资源范围及标准，重点推进需求侧可调节负荷、分布式电源、分布式储能等未纳入电网调度管理的可调节资源，按照负荷型、电源型、混合型开展虚拟电厂分类，起步阶段优先探索负荷型虚拟电厂。

完善辅助服务市场交易和价格机制，公平设定各类辅助服务品种申报价格上限，逐步放开虚拟电厂参与华北电力调峰辅助服务市场规模限制。

合理调整虚拟电厂补偿标准、分摊机制，引导持续提升资源聚合规模及响应水平。

引导虚拟电厂开展业务创新和多元化增值业务，提供节能提效、能源数据分析、能源解决方案设计、碳交易等综合服务，拓宽收益渠道。

研究适当放开虚拟电厂参与电力市场偏差考核限制，探索设置与虚拟电厂调节性关联的细则条款。

虚拟电厂运营商应依据相关政策要求、技术规范及建设方案评审意见，规范开展虚拟电厂建设，原则上建设周期不超过6个月。

现阶段，虚拟电厂聚合可调节容量应不低于5MW，持续调节时间不小于1小时，参与现货市场的虚拟电厂单一交易单元的可调节容量应不低于1MW。

出现以下情形之一，强制虚拟电厂退出市场，再次入市需重新履行注册手续。虚拟电厂运营商未按时足额缴纳调节性市场履约保函、保险，经书面提醒仍拒不足额缴纳；虚拟电厂响应权限被停止3个月内未完成整改；完成整改后的虚拟电厂首次响应不合格；虚拟电厂在一年内2次被暂停运营。

本办法自发布之日起施行，有效期2年。