电网企业原先承担的绝大多数政府职能，都已经划归政府，政府暂时没有管治能力的，再以授权委托方式由电网企业代为管理，比如电表计量管理是质监局的业务，目前多由电网企业计量中心代为行使职能。
一是电压等级必然较低，绝大多数都低于220kV，所以引发了后面一个问题：电网内部专业管辖权边界划分（稍后我们讨论）；
二是虚拟电厂虽然叫电厂，但是与物理上的发电厂，在管理边界、管理范围、管理内容、管理方式上相差甚远。虚拟电厂的内涵是负荷侧可调节资源的聚合与交易，即负荷侧的电力电量资源的管理。
集中式火力发电厂的管理，建设运行由发电企业管理，并网调度由省级调度管理，电量的交易主要通过电力市场组织，同时接受能源监管部门的监督管理。
只要有负荷侧资源开发能力，都可以成为虚拟电厂的建设运行方，比如用户负荷的管理方（电力用户、售电公司、第三方节能公司、第三方物业公司等）、负荷侧非负荷资源的管理方（充电桩、储能等的建设运行单位）。
负荷侧资源的并网电压等级，大多低于220kV，多数属于配网范围，而省调一般管理220kV及以上电压等级的输电网节点，所以虚拟电厂一般由配网调度、以及电力营销专业进行管理。
当然这里还涉及到配调、营销的专业边界，目前的“营配调贯通”业务趋势，更倾向于把这三个专业部门进行业务融合，甚至营销部门在其中的话语权更大一些。
部分地市供电公司建设的虚拟电厂平台，是以营销部门为主导的，其建设风格和思路，明显不同于省调主导的虚拟电厂平台。
在电能量市场，尤其是现货市场还未成熟的情况下，与之相衔接的辅助服务市场成熟度也很低，且辅助服务市场与电能量市场的边界，某些地方还比较模糊。
虚拟电厂作为配电与用电环节的虚拟资源产品，绝大多数都无法满足省级集中辅助服务市场的交易门槛。
比如容量，某些辅助服务市场入门就是20MW；比如接入的技术要求，必须具备省调实时调度接口；还有响应的速度要求，省调出于电网安全需求，更倾向于购买具备快速调频能力的资源，比如源网侧的大规模储能资源（抽蓄OR电化学储能）。
这与虚拟电厂天生的“低散小”资源管理能力，即响应速度很低（一般只具备日前或者日内的调峰能力，很少具备调频能力）；资源极度分散（分布在中低压配电网和用户配电网中，站点数量几百上千）；单体容量很小。
目前国内辅助服务市场，还没有成熟到可以进行配网，甚至低压配网的辅助服务产品交易，甚至辅助服务市场的设计初衷都不是这个。
个人认为，需要考虑电力市场的体系性设计问题，比如集中式交易市场（场内交易）与分散式交易市场（场外交易）结合。
至于目前国内不少省级虚拟电厂管理平台，更多的是展示功能，而不太具备真正的“虚拟化”资源的调度能力，更不具备市场化能力。
随着电力市场的建设，一般情况下（非不可抗力的情况，如天灾、战争、重大故障），市场运行状态下的有序用电管理职责，应该逐步让位于市场，让价格信号发挥有序用电的指挥棒，让市场价格替代补贴。
而以政府名义，通过电力营销部门建设的“负荷管理中心”，其本质我认为就是在非市场状态下的，政府行政管理手段，是一种非常态的管理。
以虚拟电厂这个点，其实可以看到太多电力市场化过程中，电网、市场、政府、其他市场参与方的多边互动过程，也是一个很有趣的视角。
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