高赐威指出，虚拟电厂真正的商业模式“一定是从市场中来的”。但目前，由于中国电力市场化环境仍不成熟，除了以补贴为主的需求响应外，部分虚拟电厂运营商还通过为用户提供节能、能效管理、用电监控等增值服务来赚取服务费用，扮演的角色类似于“企业用电管家”。
市场化的初级阶段
当前，部分地区虚拟电厂主要参与的是辅助服务市场。上海、江苏、浙江、山东等地都进行了电力辅助服务政策修订，只有少数地区在同步结合现货市场。电力辅助服务，是指在正常电能生产、输送、使用外，为了维护电力系统稳定运行而提供的额外服务。2020年，中国已有6个区域电网和30个省区市启动电力辅助服务市场，主要交易品种就是调峰，部分地区辅以调频、备用。华北、上海两地已明确虚拟电厂可作为独立主体参与调峰市场。此外，多地都已出台市场化需求响应机制，虚拟电厂也可作为需求响应资源提供调峰服务。
从各地来看，上海虚拟电厂参与的负荷类型最多；山东试点虚拟电厂参与辅助服务市场同时，开展了日前现货交易；广东作为电力改革试点的前沿省份，模式比较超前，2021年5月伴随现货试运行开启了需求响应市场化交易。售电公司所代理同一区域内所有用户的可调负荷共同组成了“区域级虚拟电厂”，可以直接参与区域内电力交易。对大型电力用户而言，只要能够达到参与响应的标准，就可以以类似批发用户的形式直接参与。
中国首个虚拟电厂示范项目——冀北虚拟电厂，是少有的完全市场化运营模式，主要参与华北地区的调峰辅助服务市场。公开资料显示，冀北虚拟电厂一期主要覆盖张家口、秦皇岛、廊坊三个地市，实时接入与控制蓄热式电采暖、可调节工商业、智能楼宇等11类可调资源。自2019年12月投运至次年4月供热季结束，虚拟电厂参与调峰总收益约160.4万元。
“冀北是第一个吃螃蟹的，前期也很艰难，一开始聚合的资源不多，但因为华北电力调峰市场做得较早，而牵头成立虚拟电厂的是冀北电力交易中心。于是，在推出示范项目之时，就经过和华北能监局协调，出台了国内首个允许虚拟电厂参与调峰辅助服务的政策，从市场机制上理顺了。”一位不愿具名的电力行业人士对《中国新闻周刊》说。
但即使在调峰市场发展较快的华北、上海等地，虚拟电厂在具体参与市场时仍存在种种问题。上海交通大学电气工程系教授艾芊等人在2022年1月发表的论文中指出，现阶段的市场机制弱化了虚拟电厂与其他市场主体的竞争关系。华北方面，目前仅允许虚拟电厂根据日前发电预计划在出清价格最高时段提供调峰服务，在本质上来说并未真正参加华北调峰市场，也不存在虚拟电厂报价机制。
上海虽有报价机制，但将虚拟电厂调峰单独划分，不与火电提供的深度调峰共同报价出清，且虚拟电厂提供的调峰需求量由调度机构决定。另外，上海市场设置的虚拟电厂调峰价格过低。日内调峰报价上限仅为0.1元/千瓦时、实时调峰报价上限仅为0.4元/千瓦时，而上海需求响应填谷价格为0.8元/千瓦时，当前价格不利于上海鼓励虚拟电厂参加调峰市场。
多位专家指出，虽然新版“两个细则”已规定虚拟电厂可作为第三方主体参与电力市场，但在实际参与过程中，虚拟电厂几乎无法与火电同台竞价，很多地区都要求“报量不报价”。
河海大学能源与电气学院教授赵晋泉比较了虚拟电厂和火电机组同台和分开单独竞价模式后发现，前者可以有效提高调峰的经济性。他在论文《考虑虚拟电厂参与的深度调峰市场机制与出清模型》中指出，这是因为分开单独竞价时，虚拟电厂和火电机组之间的调峰容量分配不是最优，部分价格较低的虚拟电厂调峰容量没有被调用。
“虚拟电厂市场化最主要的问题是什么？中国的电力辅助服务市场目前还不完善，其价格很多时候不足以完全体现辅助服务的真实价值。”高赐威说。
华北电力大学经济与管理学院教授袁家海在接受《中国新闻周刊》采访时指出，电力辅助服务市场化的前提，是电力现货市场的完善。中国电力市场目前仍处于双轨制的过渡期。
在欧美等成熟的电力市场中，虚拟电厂已完全实现商业化，主要从电力现货市场中获益。以德国为例，虚拟电厂这几年在德国发展得尤为迅速，据伍珀塔尔研究所的最新预测，德国的能源聚合市场和灵活性市场规模约为75吉瓦，这一数字预计到2030年将会翻一番。虚拟电厂目前主要活跃在德国的日前、日间市场、二次和三次备用市场，尤其是日间市场。
