以下是关于双碳目标的虚拟电厂 建设路径与发展建议的介绍，如果有兴趣了解更多相关的内容，请下载原报告阅读。
在顶层设计方面，应从国家层面加快制定和发布虚拟电厂政策文件，结合“双碳” 目标推进路线、新型电力系统建设要求和相关技术发展趋势，从管理要求、技术参数、 运营模式等方面，加快制定虚拟电厂系列标准规范，构建完整的技术体系，推动虚拟电 厂发展规划，结合新型电力系统建设规划和不同地区资源禀赋，明确虚拟电厂在各阶段 的发展重点，推动我国虚拟电厂有序发展，将需求侧资源与发电侧资源调节能力等同， 发挥虚拟电厂对“双碳”目标实现的积极作用。 “双碳”目标实现进程的达峰期、平台期、下降期，新型电力系统建设对应分为加 速转型期、总体形成期和巩固完善期，虚拟电厂发展的邀约期、交易期和自治期与“双碳” 路径和新型电力系统建设可以有机结合。
在达峰期（当前到 2030 年），中国将从高碳经济转向低碳经济，以尽早实现碳排放 达峰。这段时期内，电力系统加速转型，新能源成为发电量增量主体，集中式和分布式 可再生能源装机量提升，终端用能电气化水平提高，要求电力系统由传统的“源随荷动” 转变为“源荷互动”，分散化需求响应资源进一步整合，用户侧灵活调节和响应能力提升至 5% 以上，促进新能源就近就地开发利用和高效消纳，用户侧储能削峰填谷满足系统 日内调节需求，全国统一电力市场体系基本形成。由于虚拟电厂内部自理能力仍在建设中， 管理要求和市场机制仍在探索，此阶段虚拟电厂的研究以及示范侧重于多元资源分别参与 主要以邀约形式组织的电网互动，其中负荷型虚拟电厂依托终端用能电气化替代有望快速 发展，要求具备削峰、填谷能力，积极参与需求响应和辅助服务。同时，虚拟电厂储能资 源可结合可再生能源电源进行峰谷套利和参与调峰、调频、备用等辅助服务，进一步提升 可再生能源消纳比例。
在平台期（2030 年到 2045 年），碳排放将呈现趋缓趋稳、稳中有降的趋势。新型电 力系统建设进入总体形成期，用电需求达到饱和，新能源发展重点转向增强安全可靠替代 能力和积极推进就地就近消纳利用，市场环境逐步完善，用户侧优质调节资源参与电力需 求响应市场化交易，用户侧调节能力大幅提升。在此阶段，虚拟电厂聚合资源不断丰富， 在工业领域可结合电能替代深入挖掘削峰和填谷资源，在交通领域拓展新能源汽车、充电 站储能，探索配置长时储能资源。虚拟电厂向源荷混合型转变，利用新型电网技术充分参 与集中地电能量市场和辅助服务市场及分散式交易市场，具备更充足的交易议价能力，促 进可再生能源渗透率进一步提升。
在下降期（2045 年到 2060 年），随着可再生能源、负排放技术等应用，碳排放将快 速降低，直到实现碳中和目标。新型电力系统进入巩固完善期，具有全新形态的电力系统 全面建成，新能源逐步成为发电量结构主体电源，传统电源转型成为系统调节性电源，服 务高比例新能源消纳，支撑电网安全稳定运行，提供应急保障和备用容量。电力“产消者” 蓬勃涌现，成为电力系统重要的平衡调节参与力量。全周期、多类型储能协同运行，电力 系统实现动态平衡，能源系统运行灵活性大幅提升。随着分布式电源接入电网承载力提升， 虚拟电厂将进入自治期，快速发展分布式光伏、分布式风电机组等可再生能源，与综合电 力平衡需求和电力市场信息，参与市场交易或进行本地化的消纳和调控；拓展氢能等多种 储能资源，实现能源深度融合利用，形成内部自供应、自消纳与自平衡的能力，进一步发 现低碳调节潜力评估机理，统筹低碳和经济运行。
在碳中和目标达成后，社会发展所需新增负荷可结合地理位置、电气位置、当地能源 结构和虚拟电厂建设等情况统筹规划，需要注重平衡虚拟电厂存量资源与新建资源比例， 引导新建资源高效参与交易和互动。
尽管虚拟电厂对“双碳”目标下的新型电力系统建设具有良好的辅助功能，存在广泛 的商业前景，仍面临相当的商业推广与技术落地难度。其中，主要的难点在以下方面： （1）电碳耦合方面，目前由于电 - 碳市场尚未打通，虚拟电厂聚合资源种类众多， 针对调节能力的碳核算难度较大。我国目前碳市场主要开展碳配额交易，而参照 2021 年 国家出台的《关于深化生态保护补偿制度改革的意见》，三大 CCER 核心项目类型为林业、 可再生能源，和甲烷利用，并未包括虚拟电厂等项目类型。 （2）盈利预期方面，目前我国电价处于较低水平，低价格与高建设、运维、管控成 本导致虚拟电厂盈利预期较低，相应地市场资本对投资建设仍在观望。我国已建成的虚拟 电厂项目多以综合能源服务商或售电公司作为运营主体，而调频等交易品种对虚拟电厂的 技术指标要求较高，虚拟电厂运营商需要投入更高的建设成本。
（3）隐私安全方面，虚拟电厂需要大规模采集和调控用户用电信息，涉及用户个人 和商业隐私。数据在采集、传输、存储等过程中可能存在泄露、滥用或未经授权访问的问 题，或被恶意攻击者获取、篡改或破坏，以及设备被入侵、操控或恶意干扰，从而影响能 源供应和用户的正常使用。 （4）宏观规划方面，虚拟电厂需要根据各地的能源资源禀赋和基础设施建设情况进 行规划和运营。然而，不同地区的能源资源类型和分布存在差异，能源需求随季节、时间 和市场变化，可能存在波动和不确定性。如何合理匹配虚拟电厂技术和能源资源，确保可 持续性和高效性应用，是一个值得注意的问题。
（5）思想意识方面，监管运营方和用户对虚拟电厂的认识和理解仍在培养，缺乏信任， 影响虚拟电厂资源调用和市场有效参与。政府部门和调度机构难以信任虚拟电厂等需求侧资源参与电网辅助服务工作；同时用户难以信任和授权虚拟电厂运营商对其设备进行调控， 导致虚拟电厂无法保证提供的辅助服务质量，造成恶性循环。
根据“双碳”工作阶段和新型电力系统建设规划，针对前述虚拟电厂的商业推广和技 术落地难题作出以下发展建议： （1）加强面向双碳的虚拟电厂统筹管理和顶层设计。推动政府统筹考虑“双碳”目 标与民生保障和经济发展要求，在各地综合可再生能源禀赋、国土空间规划、电网通道容 量等要素，规划设计需求响应能力与虚拟电厂建设。 （2）深入分析虚拟电厂建设改造环节和参与互动场景，包括削峰、移峰、可再生能 源消纳等，对应不同类型的虚拟电厂，推动虚拟电厂项目纳入自愿减排交易范围，开发适 用于各类虚拟电厂具体情况的 CCER 方法学。 （3）持续完善电力市场机制，通过市场发现价格，实现资源优化配置。不断丰富虚 拟电厂可参与的交易品种，扩大虚拟电厂收益来源，促进虚拟电厂投资建设，带动产业链 发展和良性竞争，以规模化生产降低虚拟电厂设备组件采购成本。
（4）建设虚拟电厂隐私安全防护和检验认证标准化和检验认证体系。推动国家质检 总局、国标委、住建部、工信部等主管部门出台针对虚拟电厂系统和设备的统一互动接口 标准，提升用户使用的安全性、便捷度和满意度。 （5）建立健全完善的虚拟电厂信用机制，通过市场准入规则和信用评级等方式约束 虚拟电厂主体提供可信赖的服务，推动需求侧资源在电力市场中等同于发电侧资源。同时， 加强虚拟电厂在环境保护、经济效益方面作用的科普宣传，提升社会对虚拟电厂的认可度、 接受度和信任度。
