随着大规模集中式、分布式新能源逐步接入，电力系统在供需平衡、清洁能源消纳等方面面临重大挑战。改变以火电为主的传统电力系统运行方式，主动构建适应新能源占比逐渐提高的新型电力系统，是“双碳”战略目标指引下实现能源电力领域绿色低碳转型的必由之路。

　　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。

　　市场环境变化

　　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。

　　面临的新挑战

　　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。

　　市场发展机遇及市场潜力预测

　　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。

　　灵活调节资源市场亟待建立

　　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。