当前以辅助服务赚取补贴为主，未来向电能量交易方向发展。
“双碳”政策下的新型电力系统以新能源为主体，新能源的随机、间歇、波动等特性对电网安全 产生威胁。在“双碳”目标驱动下，我国推动建设以新能源为主体的新型电力系统，以坚强智能 电网为枢纽平台，以源网荷储互动与多能互补为支撑，集中式与分布式电力结构并举，在新的发 用电势态下，虚拟电厂应运而生。
1） 在发电侧：电网对运行安全有着严格要求，首要目标是保证发用电的实时平衡，发电侧必须 不断调节来拟合负荷曲线。但是，新能源发电严重依赖于自然资源（如光照强度、风力强度 等），具有随机性、间歇性和波动性等特点，对负荷的支撑能力不足。新能源发电规模化并 网将会对电网造成巨大冲击，威胁电力系统安全和供电稳定性。 2） 在用电侧：由于小型分布式新能源发电设施、储能设施、可控制用电设备、电动汽车等分布 式能源资源的持续发展普及，部分电力用户也从单一的消费者转变为混合形态的产销者，各 类大功率用电设备（如充电桩）激增，增大电网压力。
虚拟电厂（Virtual Power Plant，VPP）是一套能源协调管理系统，作为一个特殊电厂参与电网 运行和电力市场交易。虚拟电厂是能源与信息技术深度融合的智慧能源系统，通过 IoT、AI、云 服务等信息技术和软件系统，聚合和控制一种或多种处于不同空间的分布式电源、可控负荷、储 能系统等分布式能源资源，实现自主协调优化控制，对外等效成一个可控电源参与电力系统运行， 也可作为市场主体参与电力市场交易获取经济收益，是一种跨空间的、广域的源网荷储集成商。
虚拟电厂分为负荷类 VPP 和源网荷储一体化 VPP。按照虚拟电厂聚合优化的资源类别不同、对 外呈现出不同特征，虚拟电厂可分为四种类型：负荷型、电源型、储能型和混合型。日本和德国 以储能和分布式电源作为虚拟电厂主体，美国以可控负荷为主。从能源结构和市场机制的特征来 看，中国具有后发优势，有望结合欧洲、美国两种模式，探索出兼顾分布式电源、可控负荷以及 储能资源的模式。
1） 负荷型 VPP：指虚拟电厂运营商聚合其绑定的具备负荷调节能力的市场化电力用户（电动汽 车、可调节负荷、可中断负荷等），作为一个对外呈现为负荷状态的整体组建成虚拟电厂， 提供负荷侧灵活响应调节服务，具有功率调节能力，可以参与辅助服务市场，但是能量出售 属性不足； 2） 电源型 VPP：具有能量出售能力，可以参与能量市场和辅助服务市场； 3） 储能型 VPP：可参与辅助服务市场，也可以通过放电出售电能； 4） 混合型 VPP：具备负荷型、电源型和储能型 VPP 的能力。
虚拟电厂整合闲置资源参与维持电网系统稳定，有效降低发电厂和电网企业运营成本。 1) 我国不缺电量，缺的是电力。供电用电出现缺口时，虚拟电厂起到灵活地削峰填谷作用：当 用电大于供电时，虚拟电厂作为“正电厂”向系统供电，起到助推电力爬坡的作用；当供电 大于用电时，作为“负电厂”消纳系统电力，起到刹车的作用。2) 我国电力峰谷差矛盾日益突出，通过建设虚拟电厂调节可降低投资成本。据国家电网测算， 若通过建设煤电机组满足其经营区 5%的峰值负荷需求，电厂及配套电网投资约 4000 亿元； 若建设虚拟电厂，建设、运维和激励的资金规模仅为 400 亿-570 亿元。因此，相对于供应侧 的电源建设成本，需求侧资源要廉价得多，虚拟电厂帮助发电厂和电网企业降低投资成本。
虚拟电厂通过参与辅助服务获取补贴和电能量交易赚取峰谷价差。2015 年，国家发改委和国家能 源局印发《电力中长期交易基本规则（暂行）》，从市场成员及其权责边界、交易品种和方式、 价格机制、发用电计划及交易时序安排等角度给出制度框架，厘清了电改的发展方向，曾明确具 备条件的地区逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力、电量平衡机制。2022 年 6 月份以来，虚拟电厂在盈利模式方面取得突破性进展，盈利模式逐渐成型，解决了虚拟电厂 可持续发展的关键问题，虚拟电厂有了合法身份进入电力市场交易，虚拟电厂商用进展加速。
当前，虚拟电厂的商业模式以为大电网提供调频调峰等辅助服务赚取补贴为主。目前，我国的虚 拟电厂以邀约型为主，政府机构或电力调度机构发出邀约信号，负荷聚合商和虚拟电厂组织资源 进行削峰填谷等需求响应，从电网电价补贴中获取收益，其中，填谷难度比削峰大，削峰主要针 对广东、浙江、江苏等长三角和珠三角的用电大省，填谷主要针对中西部发电集中区。 1） 辅助服务：是指除正常电能生产、输送、使用外，为维护电力系统的安全稳定运行、保证电 能质量，由发电企业、电网企业和电力用户提供的服务。辅助服务分为基本辅助服务和有偿 辅助服务，包括调峰、一次调频、自动发电控制（AGC）、无功调节、备用、黑启动服务等。
2） 调峰：虚拟电厂只有接到电网调度指令并执行指令，才能得到补偿。调峰补偿方式有两种： 固定补偿和市场化补偿，国网区域大多采用固定补偿和市场化补偿，南网区域采用固定补偿。 调峰市场大于调频市场。 3） 调频：分为一次调频和二次调频，调频对速度和精度要求较高，火电机组 AGC调频有延迟和 偏差，储能 AGC跟踪曲线与指令曲线基本能达到一致，达到精准调节。调频性能指标用 K值 衡量，K 由响应速度 K1、调节速率 K2、响应精度 K3 加权平均得到。调频补偿方式有两种： 里程补偿和容量补偿。
未来，随着全国统一电力交易市场的成熟，虚拟电厂商业模式重心将转向参与电力市场交易。1) 售电公司给客户提供的电由三部分组成：i）数月前通过合同买下来的电（中长期交易）；ii） 前一日买的电（日前交易）；iii）客户当天实际的用电偏差（实时交易）。相应用电的价格 也是由这三个部分共同构成的，发电侧采用节点电价，用电侧采用统一加权平均电价，通过 电能量市场与辅助服务市场联合出清。 2) 中长期交易：是压舱石和稳定器。由于现货交易市场的电价波动会对发电厂造成亏损风险， 因此签订中长期合同可以为发电厂锁定未来大部分的发电利润。 3) 现货交易：是保障电力市场稳定运行的必要条件，优点是其直接性，缺点是价格变化快。由 于电力不易储存，需求突增(或生产突减)将会使价格剧增。现货交易市场分为日前市场、日 内市场和实时市场。
i. 日前市场：是实际运行的前一天对次日 24 小时电能进行交易的市场。通过日前交易，电 力调度机构可以确定次日的系统运行方式和调度计划。日前市场中，发电厂和用电用户 各自申报次日发用电计划和价格，按照市场规则进行竞价出清，市场出清结果作为后续 结算依据，以 15 分钟为一个交易时段，每天 96 个时段。 ii. 日内市场：是安排当日电能交易或发电计划的市场。在日内，负荷需求和发电供应情况 相比于日前预测值还会发生变化，发电厂和售电商可以在日内电能市场针对日前交易计 划进行调整，每个交易时段为 15-60 分钟。 iii. 实时市场：售电公司的预测用电与实际用电相比仍会有偏差，电网会根据实际用电需求 进行发电，并重新计算价格得到实时价格，售电公司的实际用电曲线与日前申报曲线的 差值部分就以实时价格做结算，每个交易时段为 15-60 分钟。
