虚拟电厂的商业模式：当前以辅助服务赚取补贴为主，未来向电能量交易方向发展。

虚拟电厂通过参与辅助服务获取补贴和电能量交易赚取峰谷价差。2015年，国家发改委和国家能源局印发《电力中长期交易基本规则（暂行）》，从市场成员及其权责边界、交易品种和方式、价格机制、发用电计划及交易时序安排等角度给出制度框架，厘清了电改的发展方向，曾明确具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力、电量平衡机制。

2022年6月份以来，虚拟电厂在盈利模式方面取得突破性进展，盈利模式逐渐成型，解决了虚拟电厂可持续发展的关键问题，虚拟电厂有了合法身份进入电力市场交易，虚拟电厂商用进展加速。

我国虚拟电厂的商业模式以为大电网提供调频调峰等辅助服务赚取补贴为主。目前，我国的虚拟电厂以邀约型为主，政府机构或电力调度机构发出邀约信号，负荷聚合商和虚拟电厂组织资源进行削峰填谷等需求响应，从电网电价补贴中获取收益，其中，填谷难度比削峰大，削峰主要针对广东、浙江、江苏等长三角和珠三角的用电大省，填谷主要针对中西部发电集中区。

辅助服务：是指除正常电能生产、输送、使用外，为维护电力系统的安全稳定运行、保证电能质量，由发电企业、电网企业和电力用户提供的服务。辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务，包括调峰、一次调频、自动发电控制（AGC）、无功调节、备用、黑启动服务等。

调峰：虚拟电厂只有接到电网调度指令并执行指令，才能得到补偿。调峰补偿方式有两种：固定补偿和市场化补偿，国网区域大多采用固定补偿和市场化补偿，南网区域采用固定补偿。调峰市场大于调频市场。

调频：分为一次调频和二次调频，调频对速度和精度要求较高，火电机组AGC调频有延迟和偏差，储能AGC跟踪曲线与指令曲线基本能达到一致，达到精准调节。调频性能指标用K值衡量，K由响应速度K1、调节速率K2、响应精度K3加权平均得到。调频补偿方式有两种：里程补偿和容量补偿。

随着全国统一电力交易市场的成熟，虚拟电厂商业模式重心将转向参与电力市场交易。

1、售电公司给客户提供的电由三部分组成：数月前通过合同买下来的电（中长期交易）；前一日买的电（日前交易）；客户当天实际的用电偏差（实时交易）。相应用电的价格也是由这三个部分共同构成的，发电侧采用节点电价，用电侧采用统一加权平均电价，通过电能量市场与辅助服务市场联合出清。

2、中长期交易：是压舱石和稳定器。由于现货交易市场的电价波动会对发电厂造成亏损风险，因此签订中长期合同可以为发电厂锁定未来大部分的发电利润。

3、现货交易：是保障电力市场稳定运行的必要条件，优点是其直接性，缺点是价格变化快。由于电力不易储存，需求突增(或生产突减)将会使价格剧增。现货交易市场分为日前市场、日内市场和实时市场。

1）日前市场：是实际运行的前一天对次日24小时电能进行交易的市场。通过日前交易，电力调度机构可以确定次日的系统运行方式和调度计划。日前市场中，发电厂和用电用户各自申报次日发用电计划和价格，按照市场规则进行竞价出清，市场出清结果作为后续结算依据，以15分钟为一个交易时段，每天96个时段。

2）日内市场：是安排当日电能交易或发电计划的市场。在日内，负荷需求和发电供应情况相比于日前预测值还会发生变化，发电厂和售电商可以在日内电能市场针对日前交易计划进行调整，每个交易时段为15-60分钟。

3）实时市场：售电公司的预测用电与实际用电相比仍会有偏差，电网会根据实际用电需求进行发电，并重新计算价格得到实时价格，售电公司的实际用电曲线与日前申报曲线的差值部分就以实时价格做结算，每个交易时段为15-60分钟。