虚拟电厂本质上是电网灵活性资源的一种方式。虚拟电厂把负荷侧的这些资源，包括用电负荷、储能，以及分布式的资源，通过信息化手段和技术自动化手段集合起来，使其具备一个电厂的特性。它既可作为“正电厂”向系统供电或控制可调负荷调峰，又可作为“负电厂”加大负荷消纳，配合填谷，能够实现配电网侧新能源的聚合管理、就地消纳及灵活运行。
1.近期个别新项目的落地及部分政策的推出提升了市场关注度
5月20日，部署于国电投深圳能源发展有限公司的虚拟电厂平台发出指令，调度尚呈新能源蛤地智能充电站将50千瓦时电量从0时转移至4时。根据5月26日广东电力现货市场数据，深圳能源通过此次试验获利，平均度电收益0.274元，成为我国首个虚拟电厂调度用户负荷参与电力现货市场盈利的案例。
6月22日，华中能源监管局发出《重庆电力调频辅助服务市场交易规则（征求意见稿）》，明确提出调频辅助服务提供者包括统调范围内以下并网主体：发电企业、独立储能（0.5 万千瓦及以上，持续时间 1 h 以上的独立储能电站及储能装置）、联合储能（允许具备提供调频辅助服务能力的储能装置、储能电站与上述调频资源联合作为调频辅助服务提供者，包 括：火储、风储、光储等）、其它并网主体包括辅助服务供应商、用户（含售电公司）、虚拟电厂、聚合商等。
6月23日，山西省发布《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》，明确虚拟电厂的类型、入市流程、技术规范等要求，成为首份省级虚拟电厂实施方案。
2.目前整体仍处于发展初期
虚拟电厂的概念已经很多年，最早冀北电网在 15、16 年就已经开始布局虚拟电厂的相关技术，当时也是热门话题。19年的时候，国内首个虚拟电厂在国网冀北投入运行。
目前由于政策机制还不甚健全，项目以研究示范为主并由政府引导、电网实施，且普遍聚焦于需求侧响应模式。项目类型基本都还是邀约制。虚拟电厂可分为邀约型、市场型和自由调度型三大阶段。对于邀约制项目，在邀约阶段主要通过政府机构或电力调度机构发出邀约信号，由负荷聚合商、 虚拟电厂组织资源进行削峰、填谷等需求响应。同时盈利模式还不够清晰。
国外目前相比国内较为成熟。国外由于电力市场发展较为成熟，已建设完成多个虚拟电厂示范工程。结合商业化落地，目前欧洲、澳大利亚、美国均出现了较为成熟的自由调度型虚拟电厂，包括德国Next Kraftwerke、南澳大利亚的Tesla/Housing SA虚拟电厂计划、AGL虚拟电厂计划、Simply Energy虚拟电厂计划和美国Sunrun等。
3.虚拟电厂具备较好的发展前景
随着新能源的渗透率逐步提升，电力系统对于辅助服务的需求随之增加，电力辅助服务市场的重要性愈发凸显，需求侧管理变得愈发重要。根据国家能源局统计，辅助服务费用目前占全社会电费比重约为1.5%，从国际经验来看，电力辅助服务费用一般在全社会总电费的3%以上，市场空间较大。
虚拟电厂是一种较为经济的灵活性调节方式。比如目前国内电力结构为电源侧基荷电源过多、灵活性资源尤其是尖峰资源较少，原因是尖峰资源存在年利用小时数较少、度电成本过高的问题，难以在原有电价机制下获取利润空间，从而阻碍了尖峰资源的投资积极性。如果通过虚拟电厂的方式实施需求侧管理可大幅降低资金成本，高效解决实际问题。比如据国家电网测算，若通过建设煤电机组满足其经营区5%的峰值负荷需求，电厂及配套电网需投资约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。
4.大规模的发展还需要一些条件的支撑
一是需要足够的载体支撑，比如足够的储能、可调负荷、充电桩等作为虚拟电厂的资源基础。国务院去年印发的《2030年前碳达峰行动方案》提出，加快建设新型电力系统，到2025年，新型储能装机容量达到3000万千瓦以上，未来随着电力交易机制的发展，以及储能成本的下降，分散式的小储能也将获得更多的市场。
二是需要市场机制更加完善。截至目前，我国共有14个省市开展电力现货交易市场试点，其中第一批为八个省市，第二批为六个省市，电力现货市场试点改革的主要任务包括加快建设调频、备用辅助服务市场。
三是需要相关的技术进一步发展。比如协调控制技术中实现可观、可测、可控、智能计量技术中实现更灵敏的计量要求及信息通信技术中实现双向传输等。
整体上国内虚拟电厂仍处于早期探索阶段，远期来看随着电力市场交易机制的完善、小储能的发展以及相关的技术进一步成熟，未来相关的市场空间较为广阔。
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