虚拟电厂是将分布式发电机组、可控负荷和分布式储能设施等能源形式有机结合，通过配套的调控技术、通信技术实现对各类分布式能源进行整合调控的载体，成为一个特殊电厂参与电网运行。作为一种先进的区域性能量集中管理模式成为电力领域的最新发展趋势。
2018-2023 年各区域电网最高负荷情况，呈现以下特征：
各区域负荷最高值逐年增加；
华东电网、南方电网最高负荷增幅明显提高。
2023 年，华北/东北/华东/华中/南网/西北区域当年负荷最高值分别为 30,916/7,598/37,420/19,536/23,406/12,834 万千瓦，相对 2018 年同比增长分别为 33.7%/20.6%/33.1%/29.7%/38.9%/50.7%。
广东峰谷电价差超过1.3元/kWh，海南也达到了1.25元/kWh。浙江、江苏、山东、吉林，这4个省份电价差超过0.9元/kWh。
2024 年 7 月1 日开始执行的《电力市场运行基本规则》规定，电力市场经营主体包括参与电力市场交易的发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体（含储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等）。虚拟电厂作为经营主体地位明确后，盈利模式有望由过去参与需求侧响应转向参与电力市场其他交易，收益路径将打开。
虚拟电厂是将不同空间的可调节负荷、储能侧和电源侧等一种或多种资源聚合起来，形成可调控、可交易单元，采用信息通信技术实现自主协调优化控制，参与电力系统运行和电力市场交易的智慧能源系统。
虚拟电厂并不实际发电，而是将分散的源、网、荷、储等元素进行集成调控，形成一个黑匣子，对外等效成为一个可控的电源。
具有较强的灵活性调节能力，可以作为发电电源向电力系统供电，也可以作为负荷消纳系统的电力，同时具有向上和向下调节负荷的能力。
虚拟电厂聚合的资源包括电源、负荷、储能三类资源：
电源侧资源：并网运行的光伏、风电、生物质发电等；
负荷侧资源：商业楼宇、工业负荷中的可调节负荷；
储能侧资源：电源侧、电网侧、用户侧等各类储能系统资源。
虚拟电厂既可以作为“正电厂”向系统供电，也可作为“负电厂”消纳系统冗余电量。虚拟电厂建设成本相对较低，考虑推广费用、相关智能设备以及管理运维平台成本后，单位投资为 200-400 元/kW，需求响应为主的虚拟电厂项目提升系统灵活性的成本相较于其他资源更低，性价比更高。
从灵活性改造来看，常规煤电灵活性改造成本600-700元/KW，燃煤热联灵活性改造成本300-500元/KW。改造之后会增加机组的磨损以及老化，从而增加折旧成本，并且灵活性调节本质等于在稳定运行的前提下减少发电，因此会损失发电收益。
储能来看，抽水蓄能建设成本为6,300-7,200元/KW，电化学储能建设成本为1,500元/kWh，同时储能的造价因碳酸锂的价格大幅下降有明显降低。
需求侧来看，需求响应前期平台建设、设备更换等投入需要200-400元/KW。
虚拟电厂具有较好的经济性的重要原因
不需要新建设灵活性资源，建设虚拟电厂基本上需要的为通信、软硬件等建设，成本较低。
2022 年 8 月 26 日，国内首家虚拟电厂管理中心在深圳成立。
2023 年 12 月 28 日，芜湖供电公司综合能源分公司与芜湖虚拟电厂公司签署正式合作协议，国内首个城市级虚拟电厂进入实体化运作阶段。
虚拟电厂的盈利模型
虚拟电厂的盈利来源包括需求响应、电力市场现货交易、能效管理、容量市场以及绿色电力证书交易。目前靠需求响应是主要利润来源。
应对短时的电力供需紧张、可再生能源电力消纳困难等情况，通过经济激励为主的措施，引导电力用户根据电力系统运行的需求自愿调整用电行为，实现削峰填谷，提高电力系统灵活性，保障系统安全稳定运行，促进可再生能源消纳。 在供电负荷高的时间段，自动发起需求响应指令，通知用户调节负荷，目前已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。
2、盈利模型测算
国内虚拟电厂市场还处于起步阶段，各省及地区已落地及规划中的虚拟电厂项目规模不一、分布零散，目前较难准确测算全国虚拟电厂市场容量。
这里参考国家电网的测算过程，以国内标杆虚拟电厂（2GW）为例，展开单个虚拟电厂的投资与收益分析。
投资测算
年运行维护开支 0.2 亿元，总建设成本 5.56 亿元。
收益测算
按照现有数据建立的模型，投资一座2GW的虚拟电厂，大概5年回本，项目IRR为20%，投资回报率还是可以的。
同时考虑到远期的电力市场现货交易、绿证交易等其它盈利来源，预计虚拟电站是一块好的资产。
