首先，一个非常明显的特征，

虚拟电厂产业链，和传统电力产业链条是相反的，

是资源从传统产业链下游往上游销售的过程。

用互联网的思维，这是一种C2B（Consumer To Business），或者是C2M（ConsumerTo Manufacturer）。

其次，发电的前置环节是资源开发，就像火电的上游环节是煤炭开发和销售，没有稳定的煤矿或者煤炭长协，发电成本无法控制。

售电公司会精算发电企业的燃料成本，运行成本，以确定发电企业的报价底线，这就是上游信息差的来源。

虚拟电厂的上游环节是虚拟发电机组的资源开发，这个资源是电力消费环节，或者叫负荷侧的各类分散资源，比如用电负荷（是虚拟电厂最主要的资源池，包括充电桩）、工商业储能、分布式发电设备等。

如果没有稳定的、足够容量、可以精确测算成本的虚拟发电资源，所谓信息差是不存在的。

这也是目前中国大多数“以虚拟电厂为主要业务”的虚拟电厂公司，活得并不好的原因之一——虚拟电厂的资源并不在虚拟电厂这个环节。

就像电力市场里，没有煤矿的火电厂，利润空间一定不如煤-电一体的火电厂。

而那些已经有了一定负荷侧资源，并且只是把虚拟电厂作为“锦上添花”的业务去尝试的，比如充电桩企业、工商业储能运营商、企业节能服务商等，反而能获得更大的灵活度。

接下来的问题是，资源怎么获得?

火电厂可以并购煤矿，或者想法到煤炭市场里尽量锁定低价长协煤。

虚拟电厂的资源获得，无非两种途径，一种是自己投资部分资源，比如工商业储能、部分具有可调节能力的负荷设备（如蓄热型锅炉等）、部分工商业光伏等。

这么做有两个困难，一是大部分虚拟电厂企业倾向于轻资产化，所以重资产投资面临挑战；二是即使大规模投资，任何一家的自有资产也不足以在任何一个局部市场形成头部效应，哪怕在一个地级市要获得最大负荷5%的灵活性资源池，投资额都是一个天量。

所以，虚拟电厂更重要的是第三方资源的开发，尤其是可调节负荷资源的开发，这么做的原因，一是用电企业（居民、农业负荷过于分散且总量较小）中存在大量的可调节、可中断负荷；二是部分可调节负荷的开发成本是远低于储能投资的。

所以我们看到电网公司经过大量的调研论证之后，把可调节负荷的聚合管理，作为虚拟电厂业务的主要拓展方向。

第三方资源开发最大的难点，不是聚合，而是真正的管理。

聚合，是可观、可测，是能看得到。

管理，是可调、可控，是能控得住。

控得住的本质，不是技术问题，是商业问题，更是一个法律问题。

比如把一个商场的中央空调，通过协议网关，打通了量测信号和控制接口，在技术上确实具备了“四可”。

但是在实际市场条件下，虚拟电厂运营商真的要去控制这个空调，物业公司一般是不会同意的——你并不知道商场的运营情况，怎么可以随便远程控制参数？

所以商业层面上，需要花多少钱，给物业和业主多少激励，才能让他响应控制？5块钱一度电可以么？

其实对很多物业来说，空调电费无非是通过租户的空调电费，或者公共能耗费支付，电费多少和他们无关。

更深层次的，控制权的部分时段转移（比如需求响应时段），是一种委托-代理，是否受到法律保护？是否有保险机制兜底？

这些问题不解决，实际的响应率必然是不高的。

当然，最理想的一种情况，是企业把整个能源运营都委托出来 ，这就是所谓的能源托管模式，这样运营方获得的是对企业内部源、网、荷、储的调度权。

但是这类全托管项目的操作难度，无论在商业上还是运行管理上，

比光伏、储能高两个数量级、比微电网高一个数量级。

综上所述，交易是虚拟电厂在资源聚合、资源管理尤其是资源调度方面，达到一定水平后，具备了参与相关交易的能力，并且在交易机制、价格水平足够成熟时，才开展的环节。

不能把是否具备入市条件，是否能开展交易，看成是虚拟电厂业务的充分必要条件，甚至玩成“路条”模式。

从两个角度来说，一是如果交易活跃，利润丰厚，虚拟电厂无论是参与调频还是调峰，大型发电企业都有大量实体机组进行竞争，进而把价格拉到边际成本附近，在输电网为主的批发侧市场里，虚拟电厂并不具备绝对优势。

二是如果虚拟电厂做到了资源全托管，那在托管过程中，干点啥说不定都能挣钱，虚拟电厂资源交易本身这部分，也只是“锦上添花”。

所以就像佛家所云：是名虚拟电厂，即非虚拟电厂，为虚拟电厂也。

道阻且长，一起共勉。