当前中国以煤电为主的电力系统灵活性调节能力欠缺、电网调度运行方式较为僵化，已成为高比例可再生能源并网消纳的掣肘。
为实现2030年碳达峰和2060年碳中和的国家承诺，需要从规划和机制的更高层面对电力系统的多种灵活性资源进行调配。
报告团队
《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》
国际环保组织绿色和平与袁家海教授研究团队，于2020年10月22日发布有关中国低碳能源转型的最新研究成果《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》（以下简称《报告》）。
《报告》指出，当前中国以煤电为主的电力系统灵活性调节能力欠缺、电网调度运行方式较为僵化，已成为高比例可再生能源并网消纳的掣肘。为实现2030年碳达峰和2060年碳中和的国家承诺，仅依靠煤电机组灵活性改造无法满足电力系统的灵活性需求，需要从规划和机制的更高层面对电力系统的多种灵活性资源进行调配，从根本上解决可再生能源发展和电力系统灵活性调节能力不匹配的问题。
聚焦高比例"风光"时代
多元灵活性提升路径能解决消纳难题
电力系统灵活性不足制约可再生能源发展，已经成为亟待解决的现实问题。《报告》研究团队计算发现，2016至2018年间，中国弃风弃光电量共计1389亿千瓦时，相当于3000万千瓦煤电厂一年的发电量，对应约350亿元燃煤成本和4000万吨二氧化碳排放。即使全额保障性收购等强制性政策的实施使弃风弃光总量较之前有明显改善，2019年的弃风弃光总量仍高达215亿千瓦时，相当于450万千瓦煤电厂一年的发电量，对应约50亿元燃煤成本和600万吨二氧化碳排放。
绿色和平气候与能源项目主任李丹青表示：“在2019年全国非化石能源发电量占比32.6%的情况下，电力系统就已经普遍面临并网难、消纳难、调度难等问题，这说明中国以煤电为主的电力系统还没有为可再生能源的有效接入做好转型准备，无法适应未来可再生能源装机占比逐年上升的趋势。”
“事实上，要想从根本上解决可再生能源与传统煤电在电力系统中的矛盾，不能完全寄希望于现有煤电机组的灵活性改造。由于种种原因，十三五原定的2.2亿千瓦煤电改造目标，至今只落实了四分之一。从中长期来看，由于煤电的灵活性改造技术、成本投入和环境影响等方面存在局限性，继续增加煤电装机将会推高常规机组的最小开机出力，导致电力系统的向下灵活调节能力不足，不利于高比例可再生能源的消纳，也不利于中国在2060年前实现碳中和的目标。”李丹青补充解释说。
《报告》第一作者袁家海教授认为，要打破当前僵化的电力市场分配格局，关键是挖掘当前各类灵活性资源的潜力，以新的电力规划理念引导“源网荷储”灵活性资源发展的协调统一。“有些欧美国家的灵活性电源占比已经超过30%，而我国的灵活性电源目前只有6%，相当大的资源潜力尚未被发掘和调配。”
吉林省电力灵活性情景
最佳情景吉林省弃风电量将可减少39.9%
《报告》系统分析了中国电源侧、电网侧和用户侧各类灵活性资源的技术和经济特性，以及中国目前技术型、市场型和规划型灵活性发展的现状和发展空间，综合考量灵活性资源成本和时间尺度，提出了针对中国电力系统的灵活性提升路线图。
吉林省所在的“三北”地区间歇性可再生能源发展迅速，然而受煤电装机冗余、省内电源调节能力有限、系统调峰困难等因素影响，吉林省风电消纳能力不足，弃风率一度超过30%。因此，《报告》以吉林省为例，探究灵活性不足导致的可再生能源消纳问题的解决方案。
在针对吉林省的案例分析中，《报告》发现，吉林省煤电机组冗余且无调节能力强的火电机组，省间电网输电能力有待提高，且计划经济特征明显，缺乏主动参与系统平衡调节的积极性。在高可再生能源（渗透率=40%）算例中，加入气电、储能和需求响应多种灵活性资源合力为电力系统提供了更多的调节能力，较仅依靠煤电灵活性改造，弃风电量将可减少39.9%，煤电启停次数和启停成本分别下降27.2%和25.0%。
基于研究结果，《报告》研究协调员、绿色和平气候与能源项目主任李丹青认为，提升电力系统的灵活性和调节能力并非只有煤电灵活性改造一条出路。
电力发展“十四五”规划应该在系统规划层面，协调优化“源-网-荷-储”各类型灵活性资源，充分挖掘现有灵活性资源的潜力，包括增加储能设施、提高现有输电通道的利用率，并通过电价引导电力需求侧的负荷特性，实现更好的用户侧灵活性调节和“削峰填谷”效果，有效支撑可再生能源大规模开发利用，促进“源-网-荷-储”深度互动，保障能源生产、传输、消费的高效可靠，提升电网运行水平，从而创建一个有利于中长期可再生能源发展的、高灵活性的电力系统。
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