第7章 虚拟电厂分析报告

7.1 形势与要求 

7.2 虚拟电厂概念内涵

7.3 发展现状与问题分析 

7.4 典型应用与案例分析 

7.5 虚拟电厂当前总结与发展展望

7.1 形势与要求

7.1.1 建设背景

1.发展环境 

在全球气候变化和能源安全的双重挑战下，能源清洁转型已刻不容缓。能源活动作为碳排放的主要来源，新能源发电替代传统化石能源发电，成为能源领域减碳的关键路径。2021年3月，中央财经委员会第九次会议上首次提出了“构建以新能源为主体的新型电力系统”的工作要求。 

随着能源供应转变为集中式、分布式并举，传统的能源消费者向产销者转型，新能源入市、绿电直连等政策推动电力系统形态加速演化。然而，新能源发电具有间歇性和波动性的特征，导致电力系统安全保供和供需平衡难度增大，新建抽水蓄能、煤电、气电、储能成本较高。传统“源随荷动”模式已无法适应系统运行需要，挖掘需求侧资源迫在眉睫。 

虚拟电厂作为聚合需求侧资源的有效载体，可以将海量分布式资源聚合起来，形成规模化的调节能力，有效缓解电力负荷短时尖峰，促进可再生能源消纳，提升电力系统灵活性，从而有力支撑新型电力系统安全稳定运行。社会各界高度重视虚拟电厂发展，在政府主管部门的指导下，试点项目多点开花、亮点纷呈。 

2.政策规则 

随着新型电力系统建设的推进，2022年以来，国家多部门在能源体系规划、电力市场建设等相关政策文件中对虚拟电厂发展予以支持，鼓励虚拟电厂建设运营、开展示范。

7.1.2  发展要求 

虚拟电厂正从局部试点迈向全局发展阶段，“规范化、常态化、规模化、市场化”成为必然的发展要求，通过规范明确技术标准与运营边界，依托常态机制保障资源持续参与调节，凭借规模效应释放需求侧灵活潜力，借助市场手段激活主体参与动力，以充分发挥虚拟电厂价值。在此工作中，需同步回应电力系统安全、行业规范、企业降碳、主体盈利、产业生态等多方面诉求，为新型主体发展和能源绿色转型提供坚实支撑。 

一是支撑电力系统安全稳定运行。结合地区实际，针对电力调节需要，培育不同特点的虚拟电厂主体，应用技术手段形成规模化的调节能力，聚合分散的电力资源，在增强电网平衡能力、减小供电缺口、促进新能源消纳等场景中发挥作用。

二是符合规范性与安全要求。根据参与业务的技术要求、电力市场建设进程及运行管理需要，接入相应系统，提升安全运行水平。参与需求响应的虚拟电厂接入新型电力负荷管理系统；参与电力现货市场、辅助服务市场的虚拟电厂接入电力调度自动化系统，或通过接入新型电力负荷管理系统参与部分交易品种。

三是助力企业节能降碳。虚拟电厂运营应提升分布式可再生能源应用水平，实现精细化的局域电网调节响应，合理优化所聚合的负荷、储能、分布式电源等资源的运行安排，最大限度地促进分布式可再生电源就近消纳利用，提升能效、降低碳排放。 

四是满足市场主体盈利诉求。虚拟电厂发展需要较为完善的市场机制保障，明确各类市场的准入条件，健全参与电能量市场、辅助服务市场的交易规则。同时，应鼓励运营商基于原有综合能源服务等基础，持续创新节能服务、能源数据分析、能源解决方案设计、碳交易相关服务等综合能源服务，拓宽收益渠道。 

五是积极构建产业生态。当前虚拟电厂市场规模保持快速增长态势，逐步形成以技术供应商与虚拟电厂运营商为核心的多主体协同格局，需要加强产学研用联动，加快组织开展技术成果与标准规范的试点验证，构建支持多类型资源协同管理、面向多层级市场交易、具备实时响应能力的虚拟电厂运营体系，推动产业链上各环节协同发展与价值释放。 

7.2 虚拟电厂概念内涵 

7.2.1  虚拟电厂概念引入

虚拟电厂的概念源于虚拟公共设施。1997年，欧洲经济学家西蒙·阿韦布赫在《虚拟公共设施：新兴产业的描述、技术及竞争力》中提出了“独立且以市场为驱动的实体开展灵活合作，无需拥有相应资产便可为消费者提供所需服务”的虚拟公共设施概念，并对不确定性聚合形态的电力产业结构进行了详细描述。21世纪初，德国、荷兰、西班牙、英国等欧洲国家基于此概念开展了虚拟电厂实践。 

7.2.2  我国虚拟电厂的定义定位 

国家发展改革委、国家能源局《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号）（下文简称357号文）首次从国家层面明确了虚拟电厂的定义：虚拟电厂是基于电力系统架构，运用现代信息通信、系统集成控制等技术，聚合分布式电源、可调节负荷、储能等各类分散资源，作为新型经营主体协同参与电力系统优化和电力市场交易的电力运行组织模式。 

357号文对虚拟电厂的功能定位如下：虚拟电厂对增强电力保供能力、促进新能源消纳、完善电力市场体系具有重要作用。在系统运行方面，可提供调峰、调频、备用等多种调节服务；在需求侧管理方面，可组织负荷资源开展需求响应；在市场交易方面，可聚合分散的资源参与市场交易。 

编者认为，虚拟电厂的核心在于聚合分散资源、运用先进技术实现协同优化，并作为新型主体参与系统运行和市场交易，具备以下特征。 

（1）资源类型多样。虚拟电厂由需求侧可调节负荷、分布式电源和分散式储能等资源组成，这些资源可以分布在不同的地理位置和电网拓扑中。 

（2）可监测可调控。虚拟电厂以现代信息通信、系统集成控制技术为基础，通过对各类资源进行监测、调节、控制，参与市场化交易和电网互动。 

（3）市场盈利导向。虚拟电厂作为新型经营主体，组织用户参与各类电力市场交易和电网互动获得收益，采用收益分成的方式和用户实现互利共赢。 

7.2.3  相关概念辨析 

随着新型电力系统建设不断推进，虚拟电厂、分布式电源集群、负荷聚合、源网荷储一体化系统等各类新兴概念不断涌现。由于上述概念都涉及电力资源的聚合形式，在技术研究和建设应用中或有混淆。通过对发展诉求和业务形态的相似点和差异性进行分析，对比如下。

虚拟电厂与相似聚合主体资源类别、目标定位与资格要求对比图

7.3 发展现状与问题分析 

7.3.1 国外情况 

目前，国外虚拟电厂主要分布在欧洲、美国和澳大利亚等地，由于各国资源禀赋、电力体制和推广目的不同，各地虚拟电厂的落地应用形式有着显著的差异化。欧洲以分布式电源、储能资源为主，主要针对分布式电源可靠并网和电力市场运营；美国聚焦负荷资源聚合调配，同时推动小规模分布式 电源参与电力市场；澳大利亚以聚合用户侧储能为电网提供频率控制辅助服务为主。 

国际上，典型虚拟电厂项目的投资公司主要包括传统公用事业企业、创新能源科技公司、设备制造商和第三方聚合平台运营商。典型商业模式总结如下。

 一是依托能源业务协同布局实现盈利。该盈利模式以产品销售为核心支柱，能源业务与软件服务作为重要配套支撑，额外收益主要通过收取能源管理费实现。以特斯拉（Tesla）为例，借助虚拟电厂与产能端的电动汽车、光伏发电、储能设备等形成协同布局，构建起新能源产业生态的完整闭环。在澳大利亚南澳地区，特斯拉虚拟电厂已接入五万多户家庭的光伏与储能资源，仅在调频市场运营两年多便收回前期投资，有效带动更多用户安装分布式能源设备，不仅提升了用户用能的经济性，也进一步提高了自身能源业务的整体收益。 

二是通过聚合发电侧资源创造收益。此模式的核心是整合分散的发电资源，借助虚拟电厂平台对发电计划与电力销售策略进行优化，在电力市场中争取最优交易价格，最终通过利润分成获取收益。例如德国下一代电厂（Next Kraftwerke）公司，已连接超过1.5万座中小型电站（涵盖风电、光伏、生物质发电等类型），依托欧洲区域的跨国电力调节与交易网络，广泛参与德国、法国、奥地利等国家的电力现货市场与平衡市场，形成了稳定的服务收益来源。 

三是拓展能源服务业务提升收益。该模式以现有配售电业务为基础，进一步延伸能源管理服务，通过广泛聚合需求侧的各类资源，利用虚拟电厂平台优化用户用电行为、参与电力系统调节，在降低用户整体电费支出的同时，通过收益分成实现盈利。以意大利国家电力公司ENEL X为例，其虚拟电厂为工商业、交通领域、城市公共设施及家庭用户提供多元化增值服务，包括聚合资源参与需求响应、专业能源管理等，可适配多个国家的电力市场规则，实现全球化运营布局。 

四是依靠软件平台获取收益。该模式通过向全球范围内的企业授权能源管理平台，收取平台许可费与技术服务费实现盈利，其利润率通常高于传统能源零售业务。英国章鱼能源公司（Octopus Energy）打造的克拉肯（Kraken）平台便是典型案例，该平台具备实时分析电网需求与电价波动、动态调整能源使用时段及发用电功率的核心功能。通过向第三方能源企业提供平台技术服务，章鱼能源形成了稳定的软件许可收入，同时也增强了整体收益模型的可拓展性。 

7.3.2  国内情况 

我国虚拟电厂建设起步相对较晚，目前仍处于初级发展阶段，但在国家政策引导和电力市场机制持续完善的推动下，多个省份在资源聚合、市场化交易和产业链构建等方面取得积极进展。 

1.市场运营当前山东、山西等17个省份现货规则或试运行方案确立了虚拟电厂的市场主体身份，9个省份设 计了具有实操性的虚拟电厂交易机制，宁夏等14个省份在辅助服务市场规则中明确了市场准入、交易规则、结算方式等内容。截至2025年上半年，全国虚拟电厂数量超过350家，聚合资源可调节能力主要来源于工商业负荷，约为七成。 

受聚合资源类型、项目规模、技术能力、供需形势、参与市场类型等多方因素影响，各虚拟电厂收入水平差别较大，无前期综合能源项目基础的虚拟电厂建设投资成本较高。总体来看，当前各地虚拟电厂以辅助服务和需求响应为主要收益来源，正逐步向现货市场、容量市场等多类型市场交易延伸。 

2.关键技术 

随着虚拟电厂发展路径和方向不断清晰，虚拟电厂应用的关键技术可分为感知监测、资源聚合、调节控制、市场交易、通信与安全、仿真与评估6大方向。相关技术并非虚拟电厂或电力需求侧领域的独有技术，未来，深度学习、强化学习等人工智能技术将进一步改变虚拟电厂的形态和商业模式，推动虚拟电厂向调节更精准、响应更迅速方向发展。

3.标准体系 

2021年，中国电力企业联合会标准化中心组织成立虚拟电厂标准化工作组，组织开展虚拟电厂标准体系研究工作，全国电力需求侧管理标准化技术委员会（SAC/TC575）牵头，全国智能电网用户接口标准化技术委员会（SAC/TC549）、全国微电网与分布式电源并网标准化技术委员会（SAC/ TC564）等8家相关标准化技术委员会（简称“标委会”）配合。2025年，中国电力企业联合会标准化中心组织9家相关标委会及电网公司、发电集团等单位的专家代表，深入研讨虚拟电厂标准建设工作，建立标准制修订协同机制，统筹协调标准规划，有序推进标准立项。 

目前，国际标准方面，IEC系列标准已发布2项、立项1项，ITU标准已立项1项；国家标准方面，已发布标准2项、立项1项，另有1项标准正在立项公示；行业标准方面，已立项标准4项。

7.3.3  潜在市场主体分析 

1.具备拓展业务能力的企业 

在现有市场主体中，售电公司、综合能源/节能服务公司、电动汽车充电桩运营公司、用户侧设备生产与投资企业、能源管理系统软件研发企业等，均具备拓展业务边界、转型为虚拟电厂运营商的潜力，具体特征如下： 

（1）售电公司：长期深耕电力市场，对交易规则有深刻理解，且已积累大量客户资源。在此基础上，可进一步挖掘需求侧资源的调节潜力，将分散资源聚合后参与电力市场交易，降低转型门槛。 

（2）综合能源/节能服务公司：前期为用户提供综能、节能改造服务时，已配套装设测量表计与控制装置，不仅熟悉用户用能特性，还具备较强的监测与控制能力。可依托现有硬件基础设施，直接搭建虚拟电厂的资源聚合与调控框架，减少额外投入。 

（3）电动汽车充电桩运营公司：拥有覆盖范围广、数量庞大的充电网络，既积累了海量充电用户，又具备成熟的运营平台。该平台可实时监测并调控充电桩运行状态，还能通过手机客户端引导用户调整充电时段，主动参与电力市场交易，实现充电资源的灵活利用。 

（4）用户侧设备生产/投资企业：在生产建设用户侧储能、分布式电源等设备时，通常会内置通信装置与管理平台。凭借这一优势，可以以较低成本聚合已售出的设备资源，快速形成虚拟电厂的调节能力基础。 

（5）能源管理系统软件研发企业：具备成熟的能源管理系统开发与平台运维能力，在资源聚合管理、用户引流等方面拥有天然优势。可依托现有技术体系，扩展虚拟电厂的调度与交易功能，快速构建运营核心。 

2.需要的运营管理能力 

上述企业若要成功拓展虚拟电厂业务，需重点提升以下五方面运营管理能力，以适配业务需求： 

（1）资源调节潜力精准挖掘能力：需准确把握聚合对象（如企业、居民用户）的供用能行为与生产生活的关联逻辑，据此精准识别不同时段的资源调节空间。同时，在挖掘调节潜力的过程中，需尽量降低对用户生产生活的干扰，减少不便与额外影响。 

（2）市场规则适配能力：需深入理解电力系统运行规律与电力市场交易机制，明确虚拟电厂可参与的交易品种（如电能量市场、辅助服务市场）及对应规则，以精准响应电网调节需求，在合规范围内获取收益。 

（3）多目标协同优化决策能力：虚拟电厂聚合的资源类型多样，需结合各类资源的控制特性，以及市场价格、电网运行约束等边界条件，通过多目标优化技术制定调节与交易策略，实现“安全、经济、高效”的综合目标。 

（4）安全与隐私风险管控能力：在对聚合资源进行调节控制时，需建立严格的安全管控机制，避免给用户带来安全风险或财产损害。同时，需重视用户隐私保护，做好用电数据、生产数据等私有信息的保密工作，防范数据泄露。 

（5）聚合资源履约管控能力：需通过签订具有法律效力的经济合同，与聚合资源用户明确权利义务，对调节容量、调节精度、响应时段等核心指标形成有效约束。通过合同条款限制用户违约行为，保障虚拟电厂调度指令的执行效率与稳定性。

7.3.4 存在问题与解决思路 

1.技术与标准应用 

一是技术应用对项目运营缺乏有效支撑。虚拟电厂聚合资源的可见性、可信性、可靠性缺少经济有效的技术支撑，部分有用户聚合先发优势的大型能源企业售电公司，因技术不足导致资源“聚而不用”、优质资源沉默闲置。同时仿真验证能力亟待建设，现有技术难以确保运行效果，无法充分挖掘小微分散资源调节潜力。需要加强多元分布式资源精准建模与智能控制技术攻关，搭建仿真验证平台，破解运营困境，释放资源调节潜力。

二是标准体系建设与监督应用不足。虚拟电厂标准体系建设实施、应用监督水平不高，资源接入、能力测试等关键标准对新业务、新技术的引导作用未发挥，且缺乏信用评估和考核机制，既挫伤用户响应意愿，又影响市场公平。需要推动构建管理和技术标准体系，配合政府主管部门制定政策制度，明确各方权责，建立信用评估与考核机制，强化标准监督应用，保障行业规范发展。 

2.建立健全市场机制 

一是现有市场品种参与效益有限。虚拟电厂通常参与的调峰辅助服务、需求响应等市场交易模式单一、频次少且盈利空间有限，导致运营商投资积极性低、用户参与意愿不足。零售市场中，传统售电公司与代理用户签订的零售合同不直接适用于调节性虚拟电厂，缺乏聚合用户调节贡献度核定方法与阶梯化零售合同设计。需要拓展虚拟电厂参与电力系统调节场景与商业模式，探索运营商、综能公司、聚合用户三方零售合同，强化信用管理，推动形成稳定、可持续的盈利闭环。 

二是市场机制有待进一步探索创新。中长期、现货市场缺少需求侧新型主体适配规则，主体中长期锁定比例高、对现货价格信号反应不足，限制盈利空间。调频、调压辅助服务技术要求与建设成本较高，开放性有待提升。建议各方主动配合政府主管部门修订中长期、现货、辅助服务规则，持续推动完善市场交易机制，对虚拟电厂适当放宽中长期合约签订比例，循序渐进探索建设电能量、频率电压平衡的局部微市场，引导虚拟电厂常态化参与多元市场交易。 

3.构建管理服务体系 

一是促进政策效力持续发挥。社会各界（发电企业、运营商、投资方等）对虚拟电厂作用、架构的认识仍存在概念泛化现象，需要以357号文为核心，加强政策解读与行业引导，统一社会各界对虚拟电厂的认知。目前省级政策尚未全面覆盖，需要各省政府主管部门因地制宜培育虚拟电厂主体，制定本地虚拟电厂建设运行管理办法，指导虚拟电厂规范高效建设运营。 

二是丰富新型业态，提升服务水平。虚拟电厂在建设阶段资源聚合难度较大、建设成本较高，运营阶段可调节资源动态变化，对调节能力的快速、准确测试成为重要诉求。需要电网企业提升服务虚拟电厂建设运营能力，在合规管控的基础上安全可信地共享聚合用户数据，打破信息孤岛，帮助虚拟电厂降低资源聚合难度与建设成本，利用人工智能、大数据等技术手段实现虚拟电厂调节能力有效认定和运行效果常态监测，保障虚拟电厂调节价值持续稳定发挥。 

7.4 典型应用与案例分析

如7.3.2所述，在虚拟电厂资源聚合与市场参与方面，当前已展现出鲜明的地域差异化发展特征。目前，下述区域已在资源接入规模、资源种类多样性、聚合平台功能建设和市场化交易机制方面进行探索，逐步形成区域特色化的发展格局，并积累了多样化的运行模式和技术路径，为后续全国范围内的规模化推广奠定了良好基础。

7.4.1  新能源消纳 

1.调节需求与市场设计 

截至2025年5月，山东省可再生能源装机容量占比超过51%，“五一”假期期间，省内负荷低迷叠加日间新能源大发，实时与日前市场分别出现46h与50h的负电价，午间深谷特征明显，亟需提升新能源消纳能力。 

7月29日，山东能源监管办会同省发展改革委、省能源局完成新版《山东电力市场规则(试行)》修订，规则提出，将虚拟电厂聚合资源根据类型形成聚合单元，包括分布式发电类聚合单元(聚合总资源容量不低于6MW)、储能类聚合单元（不低于5MW）和负荷类聚合单元，负荷类分为全电量负荷类聚合单元和调节量负荷类聚合单元(可调节能力暂定为不低于5MW、连续调节时间不低于1h)。其中分布式发电类聚合单元参与交易方式与传统可再生能源发电主体一致，储能类聚合单元区分发电和充电时段参与市场，全电量负荷类聚合单元以“负发电”形式申报量价曲线参与出清，调节量负荷类聚合单元根据调节需求和调节能力进行市场申报并执行调节。虚拟电厂单元上网电量与下网电量分开结算。 

2.典型案例 

天合富家能源股份有限公司依托自主研发的零碳虚拟电厂平台，在山东聚合光伏、储能和可调节工商业负荷等分布式资源，总运行容量达7197kW，覆盖220家用户。平台功能支持参与现货、辅助服务等多类型市场化交易，实现在多元耦合市场环境下虚拟电厂的高效运营，为用户带来更多的增值收益。平台预计实现三重效益：一是通过市场化交易获得直接经济收益，包括需求响应补贴、辅助服务补偿和现货价差收益；二是通过资源接入服务和咨询服务获得服务性收入；三是为用户带来能源优化收益，通过灵活调整生产计划实现资源最优利用，显著提升整体运营效率和市场竞争力。

天合富家虚拟电厂运营平台图

7.4.2  削峰保供 

1.调节需求与市场设计 

作为“西电东送”的大受端，华东地区在夏季、冬季负荷高峰时段，往往存在电力供应紧张、平衡甚至存在供应缺口，一般以需求响应方式组织虚拟电厂参与削峰保供。比如，在上海，虚拟电厂管理中心每年组织虚拟电厂竞价形成封顶价格，在组织需求响应时，由运营商报量报价边际出清，出清价格不高于封顶价格。 

在浙江，D-2组织申报出清，对照基线以实际响应规模设置阶梯化价格上限，削峰需求在0～100万kW时，封顶价为800元/MW，100万～200万kW时，封顶价为1000元/MW，200万kW以上则不高于1200元/MW，以半小时为一个时段计算调节电量，取现货市场日前统一结算点价格、实时市场统一结算点价格与市场化电力响应出清价格三者中的最大值结算。 

2.典型案例 

浙江电力交易中心深入开展虚拟电厂电力市场运营机制设计，推动虚拟电厂长效规模发展，实现了跨平台数据交互的“多资源、多场景、多交互”虚拟电厂运营体系构建。截至9月，共注册虚拟电厂41家，聚合资源4806家，可调能力突破150万kW。聚合资源以可调节工商业负荷为主，同时涵盖数据中心、用户侧储能、电动汽车充电桩等。2025年夏季，在晚间用电高峰时段，累计组织开展10场市场化响应，最大出清容量794MW，最大响应容量924MW，累计调节电量9087MW·h，结算费用852.2万元，通过市场化手段调节用电时段，为缓解电网保供压力做出了积极贡献。

“多资源、多场景、多交互”的虚拟电厂运营体系建设图

7.4.3  二次调频 

1.调节需求与市场设计 维持电力系统频率稳定是系统运行调节的基本要求，二次调频在《电力市场辅助服务基本规则》中设置为市场品种。华中地区以湖北为代表，聚合电动汽车充电负荷资源和用户侧储能参与调频辅助服务，探索构建毫秒级实时响应机制并推进相关试点落地。虚拟电厂作为调频辅助服务市场经营主体，签订并网调度协议，按照国家和行业标准具备AGC/APC功能，并能响应省级电力调度机构统一调度指令，以调频里程为交易标的，按调频单元申报交易。虚拟电厂调频单元需按次计算调节速率、调节精度、响应时间的综合性能系数，并保障系数不低于0.6。D-1电力调度机构组织对次日24个交易时段开展量价申报，新型主体市场份额可达30%，按照调节里程、出清价格、性能系数和交易时段累乘计算结算金额，调频费用原则上由全体工商业用户用电量(下网电量)和未参与电能量市场交易的上网电量共同分摊。 

2.典型案例 

据湖北日报报道，5月20日中午12时01分，湖北正处于用电高峰时段，电网频率偏低，调度机构发出指令，将126个充电站组成的虚拟电厂总负荷由16203kW降至12000kW，各充电站立即响应，持续约半分钟后，充电桩输出功率恢复正常。这种短时间的功率下降，解了电网的燃眉之急，但对新能源汽车充电影响很小，根据试验数据，一个充电桩参与调频后，正在充电的电动汽车充电时间只会延长半分钟左右，其经济性、便捷性和灵活性都比调整发电机组更有优势。 

7.5 虚拟电厂当前总结与发展展望

近年来，虚拟电厂作为新型电力系统建设中需求侧的关键载体，在政策体系、技术突破、标准建设、市场机制与建设运营等多个维度取得关键进展，有望成为破解“经济可行、绿色低碳、安全可靠”能源“不可能三角”的重要手段。当前中国虚拟电厂已初步具备跨资源、多场景的协同调控能力，市场机制逐步完善，整体进入从试点示范向常态运行、从单一资源聚合向多元业务支撑转型的重要阶段。

一是政策与发展环境初步成型。357号文为全国范围内的常态化运行和多元化交易奠定了制度基础，结合虚拟电厂的发展阶段、系统定位及自身特点，提出了虚拟电厂发展的相关原则，鼓励虚拟电厂投资、建设和运营。 

二是市场机制与政策体系协同完善。国家层面出台“1+6”全国统一市场体系基本规则，推动其全面纳入中长期、现货、辅助服务等多层次市场体系。同时，各地同步完善准入机制、结算模式和收益分配机制，拓宽虚拟电厂盈利通道。 

三是技术体系不断突破。感知监测、资源聚合、调节控制、市场交易、通信安全和仿真评估六大技术方向持续发展，人工智能、大数据、边缘计算等新一代技术加速应用，提升了资源协同水平和市场适应能力。 

四是标准体系全面推进。构建覆盖基础通用、系统与终端、资源与接入、设计与验收、运行与管理、效益与评估6大类标准体系框架，为工程化落地提供统一规范依据。 

五是典型实践不断涌现。德国、英国、美国等国际案例提供了多样化商业模型借鉴，国内华北、华东和华中等地区的虚拟电厂项目，形成了具有区域特色的发展路径和可复制的示范模式。

随着政策体系不断完善、市场规则逐步健全、核心技术持续突破、标准体系逐步建立，虚拟电厂将在全国统一电力市场体系下实现全面发展，成为参与系统柔性调节和市场交易的重要组织模式。遵循“规范化、常态化、规模化、市场化”的发展方向，形成统一的认识，为虚拟电厂建设运营、参与交易筑牢根基，营造良好的发展环境；形成规模化、常态化的调节能力，为新型电力系统建设发挥作用；在市场中扩大收益渠道，为运营商、用户带来持续的收益。 

未来，我国虚拟电厂将逐步提升市场化运营能力，充分发挥需求侧资源调节价值，在保障电力系统安全、提升用能效率、促进新能源消纳等方面发挥核心作用，成为推动新型电力系统健康发展和促进能源绿色低碳转型的重要支柱力量。