东方财富证券研报指出，虚拟电厂盈利模式正随电改深化而逐步丰富。目前国内以需求侧响应和辅助服务为主——各省补贴标准差异显著（江苏4.8元/kWh、广东15元/kWh、重庆25元/千瓦/次），浙江/山东/湖南等地已明确虚拟电厂可参与调峰调频辅助服务。2024年10月省间电力现货市场转入正式运行，为虚拟电厂参与电力市场化交易创造了条件。收益模式有望从“政策补贴”向“市场化交易”演进。
收益模式三阶段演进——邀约型→市场型→自主调度型
虚拟电厂收益模式随电力市场化程度提升分三阶段演进。第一阶段：邀约型——由各省政府部门牵头，聚合商完成邀约、响应和激励领取，主要聚合可控负荷参与辅助服务，收益来自响应补贴，市场化程度低。第二阶段：市场型——与电能量现货市场、辅助服务市场和容量市场衔接成熟，虚拟电厂以实体电厂模式参加不同电力市场，获取多样化收益，盈利模式更加清晰。第三阶段：自主调度型——资源聚合进一步扩大至微电网和局域能源互联网，具有更大的自主调度和资源整合能力。目前我国仍处于邀约型阶段向市场型过渡的早期，但电改进程加速为收益模式升级创造基础。
需求侧响应——各省补贴标准差异显著
需求侧响应是目前虚拟电厂最主要的盈利来源，分为“削峰”（用电紧张时减少用电）和“填谷”（新能源大发时增加用电）两类。各省补贴标准差异较大：江苏2024年4月修订细则中0.5-1小时响应度电补贴最高4.8元/kWh，0.5小时以下实时需求响应度电补贴2.4元/kWh+容量补贴10元/kW；广东灵活避峰需求响应补偿收益按保底价格15元/kWh执行；重庆需求响应补贴基准价格25元/千瓦/次；云南实时型削峰价格0-21元/千瓦·次（最高7元/kWh）；天津填谷需求响应补贴1元/kWh；河北南网实时需求响应容量补偿8元/kW·月+电量补偿按出清价格3倍执行。补贴标准的差异反映各省对负荷调节的紧迫程度不同，也为虚拟电厂运营商提供了跨区域套利和布局选择的依据。
辅助服务+现货市场——中长期收益空间打开
辅助服务是虚拟电厂第二类收益来源，主要包括调峰和调频服务。浙江已明确虚拟电厂可参与调频、备用等辅助服务；湖南允许虚拟电厂参与深度调峰；华北将虚拟电厂作为第三方独立主体参与调峰服务；山东允许虚拟电厂提供一次调频、AGC、调峰、黑启动等服务。2024年10月15日，我国省间电力现货市场转入正式运行，有效反映市场供需、形成能涨能跌的市场化价格机制，是全国统一电力市场的重要组成部分。电力现货市场的完善使虚拟电厂可以通过峰谷套利和避免偏差考核获取收益。辅助服务和现货交易均属常态交易，频次高、价格由市场形成，将构成虚拟电厂的基本盈利模式。
表格：
各省市需求侧响应补贴标准对比| 省份 | 补贴标准 | 发布时间 |
|---|
| 江苏 | 0.5-1h响应度电4.8元/kWh；实时响应度电2.4元+容量10元/kW | 2024年4月 |
| 广东 | 灵活避峰需求响应保底价格15元/kWh | 2023年5月 |
| 重庆 | 需求响应补贴基准25元/千瓦/次 | 2024年5月 |
| 云南 | 实时削峰0-7元/kWh（最高21元/千瓦·次） | 2024年4月 |
| 天津 | 填谷需求响应1元/kWh | 2023年1月 |
| 河北南网 | 实时需求响应容量8元/kW·月+电量补贴出清价3倍 | 2023年4月 |
