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。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。

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。对此，国际环保组织绿色和平与华北电力大学教授袁家海团队共同发布了一项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》报告（以下简称《报告》）。

《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。

“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。”绿色和平气候与能源项目主任李丹青说。

袁家海也对《中国科学报》指出，面向2030年非化石能源发电量占比50%的目标，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。煤电灵活性改造的成本、频繁启停的成本以及相应的环境影响将使煤电机组灵活性改造的长远作用受限，甚至会抬高电力系统的总体供电成本，不利于电力系统的低碳转型。

《报告》以吉林省为例分析发现，在高渗透率算例中，加入多种灵活性资源较仅依靠煤电灵活性改造，弃风电量可减少39.9%，煤电启停次数和启停成本分别下降27.19%和25%。气电、储能、需求响应和电网互济等多种灵活性资源互配可以在负荷高峰和低谷时刻快速改变出力，为未来的电力系统灵活性提供有力补充，并进一步提高电力系统运行效率，降低排放，值得各省份借鉴。

袁家海认为，要打破当前僵化的电力市场分配格局，就需要从电源侧、电网侧和用户侧充分挖掘现有灵活性资源的潜力，提升系统的灵活性。此外，还要提高现有输电通道的利用率，强化省际间电网联络，发挥特高压输电网络的优势，重组电网格局，减少因电网阻塞而产生的额外灵活性需求。

袁家海建议，面对中长期发展可再生能源的需要，应整合“源—网—荷—储”各类型灵活性资源，准确评估未来灵活性需求，将电力系统灵活性提升目标纳入中长期电力规划，并与国民经济各领域规划有机衔接，促进“源—网—荷—储”灵活性资源的协调发展。

《报告》指出，目前，中国以火电为主的电力系统灵活性调节能力不足，而可再生能源装机逐年上升，两者呈现严重的不匹配。从经济和技术方面来看，现阶段进行的煤电灵活性改造可以明显提升系统灵活性。但随着电力系统对灵活性资源需求的快速攀升，煤电灵活性改造的成本、频繁启停的成本以及相应的环境影响将抬高电力系统的总体供电成本，且不利于电力系统的低碳转型。

因此，《报告》建议，依靠大幅增加煤电装机规模来支撑高比例可再生能源发展并不可取。从长期来看，需要合理控制煤电的装机规模，着重发展气电、储能、需求响应等多种灵活性资源，促进煤电与可再生能源的协调有序发展。