虚拟电厂能否在我国电力系统中发挥作用，除了需要完备的技术支撑体系，更需要完善的市场环境和商业模式。

目前国内的虚拟电厂还处在商业模式的探索阶段，从虚拟电厂的收益来源来说，已经开展的虚拟电厂业务模式主要以邀约型需求响应为主，盈利模式来源于响应补贴。但是需求响应属于偶发交易，在电网供需调节存在困难时触发，具有交易频次不确定的特点，无法构成虚拟电厂运营商主要盈利模式。

随着中长期市场、现货市场、绿电交易市场、辅助服务市场等逐步放开，虚拟电厂可作为一个市场主体全面参与到市场中，主要盈利模式除了需求响应，还包括辅助服务交易、电力现货交易等。

从虚拟电厂成本来说，除了平台与设备建设等前期固定成本外，不同类型虚拟电厂运营模式对应的运维成本差别较大。

由于虚拟电厂运营平台一方面对接电力交易中心，另一方面对接各类资源聚合商，组织资源主体参与各类电力市场交易，并完成相关结算和利益分配。所以运营平台对不同资源组合的定价机制、利益分配机制的设计与创新，是激发各类用户侧资源积极参与虚拟电厂，提高虚拟电厂整体效益的关键。

虚拟电厂盈利模式

受全国统一电力市场体系建设等利好政策驱动，能源行业各发电集团、电网公司积极开展研究和试点，虚拟电厂市场机制衔接、技术规格标准化、商业模式研究等方面工作快速推进，“十四五”期间，虚拟电厂有望在供需紧张地区快速发展。

具体到区域、省市层面，目前各省发改委、能源局、经信委、环资局等政府主管部门多在政策文件中提及虚拟电厂应用，支持虚拟电厂参与电网互动。

经政策收集与统计，区域政策层面，华北、东北、西北、南方区域以市场交易形式组织辅助服务申报，允许用户侧资源参与;华东、华中对用户侧调峰予以补偿;西南暂不支持用户侧提供辅助服务。

省级政策层面，26 个省(直辖市、自治区)发布需求响应文件;15 个省份单独出台政策支持用户侧资源参与调峰辅助服务，5 个省份沿用区域辅助服务政策，其中西藏以补贴形式引导用户参与;12 个省份单独出台政策支持用户侧参与调频辅助服务，其中重庆、西藏以补贴形式引导用户参与，江苏、山西、福建、四川、浙江、山东在辅助服务市场规则中明确，目前用户侧资源中仅储能资源具备参与调频辅助服务条件;山西对虚拟电厂开放电能量市场，允许虚拟电厂参与中长期交易和日前现货交易，实时现货市场中作为固定出力机组参与出清。

虚拟电厂参与市场化交易，尤其是现货交易，为用户获取足够的利益，是虚拟电厂发展的关键。

目前虚拟电厂可参与的交易品种主要以单边的形式组织，未来可拓展双边协商、双边集中竞价、挂牌交易等交易品种。

虚拟电厂参与市场的交易品种

1.需求响应

在参与需求响应时，政府或电网向参与主体发出削峰或填谷响应邀约，告知响应量、响应时段。响应邀约下发至虚拟电厂，虚拟电厂进一步向台区内可调节资源下发调节指令。

具备响应能力和意愿的虚拟电厂资源主体可在接收通知后按时进行响应，主动改变常规电力消费模式。

以下以冀北公司对虚拟电厂参与需求响应的管理情况为例。

政策依据：冀北需求响应市场依据《河北省电力需求响应市场运营规则》的通知，参与冀北需求响应市场的负荷聚合商、虚拟电厂需要经过各地市供电审核，报河北省发改委备案;

参与市场条件：按照河北需求响应市场要求，参与需求响应的用户需要登陆网上国网、省级智慧能源平台进行注册，开展聚合申报，按月出清，数据频率为15分钟，通信满足安全要求;

资质：按照市场要求，参与需求响应市场主体需要具备独立法人资格，需求响应负荷聚合商需要具有售电资质或工业领域电力需求侧管理服务机构资质;

认证：虚拟电厂聚合削峰能力不低于3000kW。

参与市场流程：需求响应参与市场时，需在国网APP进行申报注册，并在该平台查看中标信息，申报时需要用户报量报价，边界出清。

结算：需求响应市场按月组织出清，确定次月中标用户价格及执行序位。

分成及盈利：电网企业按照“以支定收”原则，不设置单独账户，直接结算给用户，再由用户与虚拟电厂聚合商根据代理合同进行收益分摊，目前需求响应市场中标价格为3元/kWh。

由于需求响应通过行政化指令按需开展，审批流程审慎且周期较长，无法为市场参与者提供持续性收入，故而难以鼓励虚拟电厂发展。

2、辅助服务

在辅助服务市场中，虚拟电厂可以根据市场需求在能源供需之间实现动态平衡，参与调峰、调频等辅助服务市场交易是虚拟电厂重要的盈利方式。

常见的且容易量化的辅助服务项目包括调峰、(二次)调频、惯量市场(一次调频)、无功电压调节、黑启动。

作为一种新兴电力市场主体，虚拟电厂从理论上可以参与以上全部的辅助服务市场。但受虚拟电厂发展现状与市场机制建设所限，目前我国虚拟电厂主要参与调峰市场和调频市场两类辅助服务市场。

参与调峰市场时，虚拟电厂可利用用户用电弹性缓解峰谷时段供应与消耗不平衡的情况参加需求响应。在调峰市场下，虚拟电厂往往需要调用长时间、大容量的需求响应资源，比如聚合可控负荷、储能和充电桩等设备。

参与调频市场时，虚拟电厂可通过灵活调控其内部分布式电源使其整体外特性追踪调度机构下达的自动发电控制信号 (automatic generation control，AGC) 以提供调频服务。其响应速度要求更快，但作用时间相对较短，对聚合商的功率聚合水平提出要求。调频市场虚拟电厂可聚合风、光、储等分布式电源，或是通过控制策略安排电动汽车参与电网调频。

目前，国内江苏省能源监管办已发布《江苏电力辅助服务 ( 调频 ) 市场交易规则 ( 试行 )》，其中明确除各类统调发电企业外，储能电站以及综合能源服务商均可参加江苏省调频辅助服务市场，虚拟电厂以综合能源服务商的身份参加调频市场。

虚拟电厂参与辅助服务业务的业务流程图

3、现货市场

现货市场方面，山西、山东省内电力交易规则明确虚拟电厂可以参与电力现货市场，其交易形式和目的有所不同。

山西省虚拟电厂参与现货市场时仅参与日前市场，按照报量报价方式参与。在交易中，虚拟电厂视为单独的市场主体，分为“负荷类”和“源网荷储一体化”两类。

“负荷类”虚拟电厂在交易中申报以“负发电”形式报量报价，利用出清差价获取市场红利。

“源网荷储一体化”虚拟电厂作为发电和用电的结合体，以“报量报价”方式参与现货市场，自主决策申报负荷状态量价曲线和发电状态量价曲线，以及发电运行出力上限和负荷运行用电上限。目前暂无“源网荷储一体化”虚拟电厂注册进入山西现货市场。

山东虚拟电厂在参与现货市场时，通过日前申报填谷和顶峰能力进行出清。虚拟电厂竞价申报运行日调节的电力、调节时间、调节速率等信息，接受实时市场出清价格。目前山东虚拟电厂暂未实际参与电力现货市场运行。

定价机制

虚拟电厂定价机制是虚拟电厂运营的重要组成部分，对虚拟电厂的经济效益和市场竞争力具有重要影响，需要考虑市场价格、成本价格、用户行为、市场竞争、交易成本、风险溢价等多种不确定性因素并使其尽量可控。

虚拟电厂集群协同调控过程复杂，多元资源聚集的不确定性、多元市场交易品种耦合、低碳经济运行要求进一步增加了虚拟电厂的多阶段协同定价难度。

虚拟电厂定价机制需要考虑批发市场定价、申报定价策略和代理合约定价三重价格形成环节及其联动影响。

出于市场公平考虑，批发市场应无歧视地对符合技术准入条件的虚拟电厂和其他电网互动资源主体进行出清并形成价格，并根据各地供需形势，适当地引入两部制定价方法;政府部门也应在具体实践中适时调整核定价格申报上下限要求。

虚拟电厂申报定价策略需考虑市场价格的波动性，灵活调整虚拟电厂整体聚合出力和价格以适应市场变化，在市场价格上涨时提高出力并提高定价，从而最大程度地获利;在市场价格下跌时，控制出力和降低定价以避免亏损。

在虚拟电厂代理合约定价环节，用户的价格敏感度、风险偏好和反应行为深度影响合约定价，需要通过精细化管理服务平衡优化成本和收益。近似于电能量零售市场，虚拟电厂代理合约可分为固定价格套餐、比例分成套餐、阶梯价格套餐、市场价格联动套餐等类型。

虚拟电厂应考虑反映可调节资源经济成本、用电舒适度损失成本、效用损失成本、内部交易成本等虚拟电厂成本构成及合约定价、考核措施、收益分成等合约约束对用户参与互动的影响。

虚拟电厂通过和用户执行代理合约套餐，在不同用户、多种合约间实现博弈竞合，降低了用户的交易成本，缓冲市场风险。对于同时作为售电公司、综合能源服务商的虚拟电厂运营商，还应考虑辅助服务市场合约与电能量市场套餐的耦合影响及结合绿电、绿证、碳市场的收益管理。

虚拟电厂资源配置应基于虚拟电厂目标参与的电能量、调频、调峰、备用等不同场景需求，满足电力规划或虚拟电厂运营商自身生产经营的性能指标要求。虚拟电厂资源配置优化目标包括经济性成本如建设成本、运行成本、年化综合成本、年化净收益，发电规模包括发电容量、年发电量，调节性能包括调节容量、响应时间、爬坡率、调节偏差率，环境效益如碳排放量等。

在建设过程中，应考虑建设当地实际的虚拟电厂服务准入政策，包括准入门槛和准入市场。例如，华北市场要求虚拟电厂聚合的调节电量应不小于 30MWh、调节容量不小于10MW;上海市场要求调节容量应不小于 5MW。此外，对于参加上海实时调峰交易的虚拟电厂，额外要求其用电信息采集时间周期不大于15min，响应时间不超过15min，持续时间不小于 30min。

另外，市场准入方面，华北市场和上海市场开放虚拟电厂调峰服务。在华北市场中虚拟电厂申报周期为日，需向调度机构申报聚合调节容量 (MW·h)、最大聚合充放电功率 (MW)、充电时间及时间范围 (h)、日最大充放电次数 ( 次 )、聚合功率调节速率 (MW/min)、基准运行曲线。在上海市场中，虚拟电厂参与日前调峰交易、日内调峰交易需上报调峰容量、价格，申报最小调峰容量单位为0.01MW， 申报价格从0开始以 5 元 /(MW·h) 递增，报价上限为 100 元 /(MW·h)。江苏省能源监管办于 2020 年 7 月正式发布《江苏电力辅助服务 ( 调频 ) 市场交易规则 ( 试行 )》，其中明确除各类统调发电企业外储能电站以及综合能源服务商均可参加江苏省调频辅助服务市场。虚拟电厂可以综合能源服务商的身份参加调频市场。

收益结算方面，上海市场为鼓励虚拟电厂参与调峰市场，在建设初期并未规定具体偏差考核细则，在结算时也不考虑调峰性能仅根据实际执行量与报价由调度机构按月结算调峰费用。

华北市场规定了较为明确的偏差考核方法，若由于虚拟电厂自身原因，某时段的实际运行曲线与调度机构下发的运行曲线偏差超过30%，该时段调峰费用不予结算，调峰费用具体计算见下式：

其中：K 为市场系数取省网内火电机组平均负荷率的倒数;P、P中标分别为虚拟电厂的实际充电功率与在调峰市场中标容量，单位为MW;t出清为调峰市场出清时间间隔，为0.25h;C出清为调峰市场边际出清价格，单位为元 /(MW·h)。