发展综合服务是支撑新型电力系统构建的重要举措。综合能源服务可以在多能协同互补、分布式能源开发利用、微电网建设应用等方面发挥积极作用，推动源网荷储协同互动，提高终端电气化及能效水平，是加快能源产业数字化、智能化转型的重要路径，是提升能源系统效率和可再生能源比重的重要手段，有利于电力系统安全高效运行。

 

 

在新型电力系统建设背景下将面临很多新的环境变化，主要涉及政策、市场、技术、用户端变化。

一是政策趋势变化：低碳化成为必然趋势。《“十四五”可再生能源发展规划》提出，“十四五”期间可再生能源在一次能源消费量增量中占比超过50%，可再生能源发电量增量占比超过50%的目标。这意味着可再生能源将成为能源消费增量主体，必然要求推动构建新型的电力系统，这为综合能源服务开展多能互补、源网荷储一体化提供了新的商机。

 

二是市场变化：全国统一电力市场体系建设提速。这将打破跨省跨区交易壁垒，现货市场、绿电交易将迎发展新机遇，为综合能源服务发展开拓了新的市场。

 

三是技术变化：数字技术与能源技术深度融合。根据《“十四五”数字经济发展规划》，到2025年，数字经济核心产业增加值占国内生产总值比重达到10%。数字化与能源技术融合，成为今后综合能源服务业务的重点拓展方向。

 

四是用户需求变化：从“以生产为中心”向“以用户为中心”转变。新能源大规模接入电网要求必须构建源网荷储友好互动体系，倒逼综合能源服务提高用户满意度，重点在节能等服务环节上提高核心竞争力。

 

 

同时，针对新型电力系统的高渗透可再生能源、高比例电力电子设备、高增长的电力负荷需求特点，同样面临着诸多挑战：一是能源供应。新能源“小发电量、弱稳定性”特点突出，冬夏期间电力需求存在较大缺口。二是安全运行。系统运行特性日趋复杂，电压、频率调节能力方面面临严峻考验。三是清洁消纳。新能源出力与负荷存在反调峰特性，系统调峰能力明显不足。

 

就电网而言，由于其“双高”、“双峰”特性明显，备用容量明显不足。极端情况下，2030年电网备用容量缺口将达到2亿千瓦。新型电力系统背景下，电网将面临更大挑战：

 

一是电网传统同步稳定和新形态稳定问题交织。高比例新能源机组连锁脱网加大了故障冲击，高比例电力电子设备带来宽频振荡、无法实现锁相同步等问题，对电网频率稳定造成威胁。

 

二是电压控制和电压稳定问题突出。大规模新能源并网地区电压调节压力显著增加，直流集中馈入地区电压调节性能下降，存在直流与新能源的电压协调控制问题，交流短路容量不足时，协调控制十分困难。

 

三是频率调节和频率稳定问题突出。直流及新能源替代常规电源，系统频率调节能力显著下降。单一直流故障、多回直流同时换相失败，对送受端电网产生巨大有功功率冲击。

 

 

新型电力系统建设下，挑战与机遇并存，既需要我们重点解决当前新能源消纳与系统调节能力不足的矛盾、各领域高耗能、高污染的困境，又需要我们顺应数字化、电力市场化大趋势，提前筹划布局并挖掘新的市场潜力。

 

 

当前，国内可再生能源发展迅猛，社会用电短期峰值负荷不断攀升，新能源消纳与系统调节能力不足的矛盾越发凸显，系统灵活性提升的重要性也日益提升。据统计，截至2020年底，全国灵活调节电源占比达到18.5%。而《十四五现代能源体系规划》提出，到2025年，灵活调节电源占比达到24%左右。在全国统一电力市场体系顶层设计下，具备灵活调节能力的火电、储能、抽蓄、用户侧需求响应等或优先受益。

 

开展需求响应是近期提升电力系统灵活调节能力的重要途径，潜力大、前景好。

 

新型电力系统具有多元化、小型资源化、分散化的特点，通过以综合能源服务商或VPP身份参与需求响应是支撑新型电力系统用好的有效手段。随着可再生能源大规模接入，电网“双高”、“双峰”特性明显，备用容量不足。有专家预计中国2030年可再生能源装机将达16.5亿千瓦，这意味着电力系统也需要相应地加速提升灵活调节能力，但仅仅依靠煤电灵活性改造是无法完全满足未来新型电力系统的灵活性需求的。

 

预计“十四五”期间电网负荷最大日峰谷差率将达到36%，“十五五”期间将达到40%，电网调峰压力持续增加。预计2025年、2030年全社会用电最大负荷将达到15.7、17.7亿千瓦，需构建可调负荷资源库约分别为7850万千瓦、10620万千瓦，测算届时投资规模规模分别至少约为785亿元、1062亿元。

 

抽水蓄能是当前技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的绿色低碳清洁的电力系统灵活调节电源，与风电、太阳能发电、核电等联合运行效果最好。

 

为落实新型电力系统要求，构建以抽蓄作为储能主体推动风光大规模发展的重要举措迎来发展新局面。截至2021年底，全国已建抽水蓄能装机容量3639万千瓦，同比增长15.6%。2021年9月，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，到2025年抽水蓄能投产总规模达到6200万千瓦以上；到2030年投产总规模达到1.2亿千瓦左右。据此测算，“十四五”期间投资额约为3700亿元，投资增幅达150%，之后投资增速逐渐下降，至2040年总投资约2.1万亿元。

 

新型储能是建设新型电力系统、推动能源绿色低碳转型的重要装备基础和关键支撑技术，也是实现碳达峰、碳中和目标的重要支撑。

 

“十三五”以来，我国新型储能实现由研发示范向商业化初期过渡，实现了实质性进步。电化学储能、压缩空气储能等技术创新取得长足进步，2021年底新型储能累计装机超过400万千瓦。根据2021年4月国家发改委、国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》指出，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000万千瓦以上；到2030年，实现新型储能全面市场化发展。据此测算，到2025年，电化学储能新增投资约520亿元。

 

近中期煤电运行灵活性改造仍旧是2021-2030年电力系统脱碳过渡时期的重要灵活性资源。

 

由于目前我国火电占比较高，且火电机组灵活性改造具有调峰能力提升显著、单位调节容量投资小、周期短见效快等优点，因而实施火电灵活性改造是提升电力系统灵活性较为现实可行的选择。2021年10月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》。通知提出，存量煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五”期间完成灵活性改造2亿千瓦，可增加系统调节能力3000-4000万千瓦。

 

据中电联统计，煤电灵活性改造单位千瓦调峰容量成本约在500-1500元。根据国家规划及中电联所统计的单位成本进行测算，“十四五”期间煤电灵活性改造投资额约为 150-600亿元。

 

 

工业领域由于其巨大的能耗占比，成为首当其冲的节能对象。目前，工业部门能源消费占全国总终端能耗的65%，工业碳排放接近全国排放总量的40%左右，是我国最主要的碳排放部门之一，其中钢铁生产占15.2%，为全国第二大排放源和工业领域第一大排放源。

 

根据2022年6月工信部等六部门印发的《工业能效提升行动计划》提出，到2025年，重点工业行业能效全面提升，数据中心等重点领域能效明显提升，绿色低碳能源利用比例显著提高，节能提效工艺技术装备广泛应用，标准、服务和监管体系逐步完善，钢铁、石化化工、有色金属、建材等行业重点产品能效达到国际先进水平，规模以上工业单位增加值能耗比2020年下降13.5%。重点持续提升用能设备系统能效，实施电机、变压器、锅炉等设备能效提升计划，加强重点用能设备系统匹配性节能改造和运行控制优化。

 

公共机构节能推广是目前较易推广的重要节能领域。一是国家对公共机构节能率先垂范有要求。二是开展公共机构的节能业务风险相对较小，公共机构用能费用靠国家财政拨付，用能稳定。据统计，全国目前有158.6万家公共机构（由中央或地方财政全部或部分支出运行成本的公共建筑，包括政府机关、医院、学校、场馆设施），2020年能源消费总量1.64亿吨标煤，占全国总能耗3%左右，预计公共机构能源托管业务市场规模在5000亿元以上。公共机构用能也是参与需求响应、实现绿电交易的负荷资源，节能和能效服务市场空间和潜力大。据国家发改委、能源局今年5月发布的《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》提出，到2025年，公共机构新建建筑屋顶光伏覆盖率力争达到50%。

 

数据中心、5G基站等新型基础设施将成为今后最具节能潜力市场的新宠。数据中心是高耗能的行业，电力成本占数据中心营运成本50%以上。随着云计算、5G、虚拟货币等技术迅猛发展，数据需求呈几何级增长，数据中心的数量及用电规模也急剧攀升。国家能源局数据显示，2020年中国数据中心耗电量突破2000亿千瓦时，创历史新高，耗能占全国总用电量2.7%，预计到2030年数据中心用电量可能在2020年基础上增一倍。另外，随着我国的5G技术迅猛发展，5G基站的能耗同样惊人。截至2021年底,我国累计建成并开通5G基站142.5万座,基本实现乡镇以上覆盖。值得注意的是,2021年5G网络整体能耗约250亿度,碳排放超过1500万吨。预计2026年4G全部升级为5G后，基站耗电量将占全社会用电量的2.1%，运营商将承担较大的电费成本。

 

 

数字化是能源领域重点发展方向，未来市场规模更大。《“十四五”数字经济发展规划》的出台为我国数字经济发展提供了良好的政策和资金保障。预计未来5年数字经济相关的总投资在15-20万亿元人民币。

 

根据彭博新能源财经（BNEF）的数据，数字技术在能源领域应用广泛，2017年的市场规模达到520亿美元，约占全球数字技术应用市场的44%。在这520亿美元中，有46%（240亿美元）用于化石能源电厂的运行管理（如传感器、数字采集和解析以提高电厂效率），35%用于智能电表（180亿美元）。

 

预计到2025年，全球能源领域的数字化市场规模将增长到640亿美元，该数字技术应用包括大数据、机器学习/人工智能、云计算、区块链等。其中，电网自动化预计将占100亿美元，家庭用能系统的规模也将达到110亿美元，超过风电光伏运行以及间歇性接入60亿美元的市场规模。

 

从业务拓展方向看，重点推动5G、云计算、边缘计算、物联网、大数据、人工智能等数字技术在节能提效领域的研发应用，积极构建面向能效管理的数字孪生系统。推动企业深化能源管控系统建设，基于能源管控系统探索实施数字化碳管理，协同推进用能数据与碳排放数据的收集、分析和管理。推动重点用能设备、工序等数字化改造和上云用云。推广以工业互联网为载体、以能效管理为对象的平台化设计、智能化制造、网络化协同等融合创新模式。这将成为今后开展综合能源服务重点开拓领域。

 

 

全国统一电力市场的建设提速，将打破跨省跨区交易壁垒，现货市场、碳市场、绿电交易将迎发展新机遇。

 

电力现货市场化交易电量占比将大幅提升，辅助服务费用或破千亿。目前中国已经初步建立了覆盖中长期、现货、辅助服务交易的电力市场体系。2022年上半年，全国各电力交易中心组织完成市场交易电量2.48万亿千瓦时，市场交易电量占全社会用电量的比重约为60.6%。现货市场试点逐步推广，现货电量比重或进一步提升。预计到2023年底，市场化交易电量占比将达到80%左右，参与交易的市场主体数量将增加到800多万户，是之前的80倍，届时绿色电力交易占比也将逐渐提高。

 

同时，辅助服务市场机制逐渐完善，用户侧参与费用分摊，市场规模有望扩大，预计到2025年辅助服务费用或突破千亿元规模。届时，大量用户入市有望带来售电公司第二曲线，技术型售电公司、负荷聚合商、虚拟电厂等新业态有望脱颖而出。

 

全国统一碳市场将带来千亿级市场规模。目前我国碳排放总量超100亿吨/年，以2025年纳入碳交易市场比重30%-40%测算，未来中国碳排放配额交易市场规模将在30亿吨以上，与欧盟总排放量水平相当。基于中国碳论坛及ICF国际咨询公司共同发布的《2020中国碳价调查》的研究结果，2025年全国碳排放交易体系内碳价预计将稳定上升至71元/吨，全国碳排放权配额交易市场市值总规模将达到2840亿元。全国碳市场首批以2225家发电行业起步，预计“十四五”期间，石油、化工、建材等八大行业控排企业大约有8000-10000家。

 

未来绿电需求或至万亿千瓦时，高耗能行业将成为绿电交易重点市场。根据中电联数据统计，2021年度全国各电力交易市场绿色电力交易量达6.3亿千瓦时，2022年一季度绿色电力交易量已经达到21.7亿千瓦时。

 

随着全国碳市场扩大及欧盟碳税启动，将有更多铝冶炼、化工、钢铁、水泥、石化加工、互联网等高碳高耗能企业进入绿电市场。据国际能源署（IEA）预测，若要达成“双碳”目标，中国在2020-2060年期间，电力行业快速低碳转型的同时用电量将增加130%，2030年和2060年的用电量将分别超过9万亿千瓦时、16万亿千瓦时，其中可再生能源电力比重将从2020年的约25%上升到2030年的40%和2060年的80%。据此推算2030年来自可再生能源发电的绿电将超过3万亿千瓦时，与2021年我国新能源年发电量1万亿千瓦时相比，未来9年，绿电交易具有巨大的增长空间。

 

作者：封红丽 文章来源：能源新媒