三、虚拟电厂如何创造收益：
1. 需求侧响应：虚拟电厂的三个收益来源，需求侧响应、辅助服务市场、电力现货市场
1）当前我国虚拟电厂处于邀约型向市场型过渡阶段。邀约型阶段主要由政府部门或调度机构牵头组织，发出邀约信号，虚拟电厂组织资源进行响应，并获得容量/电量补贴。我国多个省份出台了需求响应细则，其中以江苏、上海、广东等省市开展得较好。
2）需求侧响应补贴单价高但频率低，市场化程度低。需求响应以削峰为主，主要发生在迎峰度夏期间，主要目的在于保供。以广东省为例，2022年全年开展9次日前邀约型市场化需求响应（均发生在7月和8月）；最大削峰负荷277万千瓦，最大响应申报量609万千瓦；有效响应调用收益1.63亿元。可以看到，虽然补贴最高达到5元/千瓦时（可中断负荷），但需求响应并非常态化进行，发生频率较低，有很强的计划色彩。因此随着我国电力市场体制建设逐渐完善，虚拟电厂也正从邀约型阶段向市场型阶段过渡。
2. 辅助服务市场
1）新型电力系统持续催生对辅助服务的需求。传统电源（火电、水电等）具备一定的调节能力，而新能源存在出力波动、无功缺失等特性，导致高比例新能源装机电力系统对电力辅助服务的需求提升。
2）虚拟电厂主要发挥调峰、调频作用。2021年12月，国家能源局修订发布《电力辅助服务管理办法》，确指出电力用户可通过委托虚拟电厂代理的形式参与电力辅助服务市场，此后多地在电力辅助服务细则中对虚拟电厂/负荷聚合商参与辅助服务的条件、补偿方式予以明确。当前，虚拟电厂主要功能是电能量的时间转移，对应调峰服务；未来随着工商业储能渗透率提升，虚拟电厂有望在调频服务取得更大突破。从2023H1全国辅助服务运行数据看，调峰、调频是辅助服务费用的主体，费用合计占比达到80%。
3. 电力现货市场
1）现货试点不断推进，全国推行大势所趋。2017年，南方、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等八个地区成为第一批现货试点地区，目前首批试点地区均已完成长周期结算试运行；2022年，第二批6个试点地区启动试运行；此外，宁夏、陕西、河北南网等非试点地区也出台现货方案，推动现货市场建设。目前，国家电网公司经营区已有20个省级电网开展现货市场试运行，南方区域电力现货市场也已进入五省区全模型试运行。
2）现货模式下收益波动性更强，对虚拟电厂交易能力提出要求。现货市场全天96个报价时点，报价上下限幅度相对较宽，价格波动频次高、幅度大，较难进行预测。从山东省2022年2月-2023年1月共1年的现货价格情况看，连续四小时区间内，最低价和最高价出现最多的分别是10-13时和17-20时，但最低价和最高价落在这两个区间外的概率分别为46%和45%，即如果采用固定的4小时区间调峰策略，有近半的概率无法获得完整价差套利。因此，虚拟电厂参与现货套利获得收益，需要有较强的计算能力、预测能力和交易能力。
4.虚拟电厂案例：
1）. 冀北虚拟电厂——国内首个市场型项目：冀北虚拟电厂系国内首个虚拟电厂市场化交易落地项目，该项目由国网冀北电力有限公司建设，2019年12月正式投运。冀北虚拟电厂累计聚合蓄热式电采暖、智慧楼宇、可调节工商业等11类可调节资源，总容量 358MW，最大调节能力204MW；目前冀北虚拟电厂商业运营主要参与华北调峰辅助服务市场，截至2022年11月初，冀北虚拟电厂已在线连续提供调峰服务超过4800小时，累计增发新能源电量3701万千瓦时；虚拟电厂运营商和用户总收益达673.70万元，平均度电收益182元/兆瓦时。
2）. 南方区域虚拟电厂——首个跨省区域级项目：近日，南方电网公司分布式源荷聚合服务平台在广东广州、广东深圳、广西柳州三地同步开展虚拟电厂多功能联合调控，在多省区同步实现了调频、直控等快速响应，标志着我国首个区域级虚拟电厂投入运行。
3）南方电网虚拟电厂由“粤能投”虚拟电厂升级而来：“粤能投”虚拟电厂管理平台于2022年4月开放上线，是作为南方电网第一个实用化负荷聚合虚拟电厂和广东首个虚拟电厂商业性运转平台。该平台聚合光伏、储能、充换电站、空调、工商业负荷等各类用户侧资源，参与广东省交易中心市场化需求响应市场。
4）升级后的南方电网分布式源荷聚合服务平台，现已聚合广东、广西区域内新型储能、电动汽车充换电设施、分布式光伏、非生产性空调、风光储充微电网等各类分布式资源，聚合分布式资源规模10751MW，其中可调节能力1532MW。