国家发改委、国家能源局3月发布的《“十四五”现代能源体系规划》明确提出，要大力提升电力负荷弹性，开展工业可调节负荷、楼宇空调负荷、大数据中心负荷、用户侧储能、新能源汽车与电网（V2G）能量互动等各类资源聚合的虚拟电厂示范。随后，北京、上海、山东等地密集发布虚拟电厂和需求响应实施细则，其中首份省级《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》来着山西，其方案规范了虚拟电厂类型、技术要求、建设与入市流程。

虚拟电厂的轻资产特性使其具备更强的市场竞争力。

今年7月，南方电网分布式源荷聚合服务平台在广州、深圳、柳州三地同步开展虚拟电厂多功能联合调控，标志着我国首个区域级虚拟电厂投入运行。据介绍，该平台已聚合广东、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10751兆瓦，其中可调节能力1532兆瓦，相当于投产7座220千伏变电站。

“小资源（海量小微主体）”焕发“大能量”需要具有专业化服务能力的中间组织者（虚拟电厂），来实现配用电侧小微资源、电力系统运行/市场交易组织者间的“双向奔赴”。国网能源研究院高级研究员/虚拟电厂研究团队负责人吴潇雨博士这样描述虚拟电厂的市场价值。

虚拟电厂是解决电网负荷的最具经济性的选项之一。东吴证券研报称，根据国家电网测算，通过火电厂实现电力系统削峰填谷，满足5%的峰值负荷需要投资4000亿元，而通过虚拟电厂仅需投资500亿至600亿元，虚拟电厂的成本仅为火电厂的八分之一至七分之一。

电力规划设计总院能源政策与市场研究院副院长凡鹏飞表示，新型电力系统将呈现“大电源、大电网”与分布式兼容互补的基本格局。新型电力系统下虚拟电厂的“八大”趋势：分布式电源的“控制器”、需求侧响应资源的“调节器”、新型储能作用发挥的“放大器”、分布式资源参与电力市场的“聚合器”、新型配电网发展的“加速器”、源网荷储一体化发展的“耦合器”、能源安全保供的“辅助器”、贯穿多市场的“路由器”。

无论在国内还是国外，虚拟电厂都还很年轻，是一个很新的市场。当前国内虚拟电厂试点的多为负荷型虚拟电厂，随着“双碳”目标的落实，未来可能会以源网荷储一体化为核心来进行发展。

关于虚拟电厂的未来，杭州数元电力科技有限公司董事长俞庆表示，未来除了传统的电网运营商外，在电力系统“最后一公里”还可能出现以负荷集成，虚拟电厂交易为代表的新型用户配电系统运营商模式，这是一个比较大的商业机会。

随着我国电力中长期、现货、辅助服务市场等机制的不断完善，能源数字化智能水平和产业的不断升级，我国虚拟电厂的发展前景可期。