中国风电和光伏发电快速发展，朝着构建高比例可再生能源体系前进。2010-2019 年间，中国风电和光伏发电装机容量年均增长 143%，装机容量占比由 2010 年的 3.8% 提升至 2019 年的 20.6%；发电量年均增长 130%，发电量占比由 2010 年的 1.2%提升至 2019 年的 8.6%1。为实现中国提出的 2030 年非化石能源消费比重达到 20%的目标，预 计到 2030 年，风电和光伏发电总装机将突破 9 亿千瓦2，成为能源消费的主力。从近期 的政策讨论来看，这一进程在“十四五”期间还会加速推进。
随着可再生能源渗透率3的不断提升，电力系统安全稳定运行面临巨大挑战，电力 系统灵活性不足制约可再生能源消纳的问题尚未得到根本性解决。可再生能源发电的间 歇性和波动性要求电力系统必须具备一定的应变和响应能力，即灵活性。当常规电源的 调节能力不足，无法满足系统净负荷的变化时，为了保证电力系统安全稳定运行，需要 削减可再生能源出力或是在高峰时期切除负荷。随着可再生能源渗透率的提升，灵活性 不足导致的减出力和切负荷会对可再生能源发电项目的收益造成巨大影响，不利于中国 可再生能源中长期的发展。当前，由于电力系统灵活性欠缺，部分地区存在较为严重的 弃风、弃光和用电用热矛盾突出的问题，形成电力系统难以适应可再生能源快速发展的 新形势。2016-2018 年间，中国弃风和弃光电量共计 1389 亿千瓦时4，经本课题组测算， 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5和 4000 万吨二氧 化碳排放。虽然可再生能源项目投资监测预警机制、全额保障性收购以及可再生能源电 力交易等政策使得 2019 年弃风和弃光现象有明显改善，但当前以煤电为主要电源的电 力系统灵活性有限，且市场机制尚不成熟，导致可再生能源发电仍无法实现全额消纳。
2019 年全国弃风和弃光电量仍高达 169 亿千瓦时和 46 亿千瓦时6,7，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。
总体来看，中国各地区电力系统的灵活性调节能力不同，但都难以满足高比例可再 生能源发电的需求。东北三省由于供热机组占比高、常规机组调峰能力不足，导致电源 侧灵活性不足，目前开展的煤电机组灵活性改造难以适应未来高比例可再生能源发展的 需要。西北地区现有外送通道利用率不高，导致电网侧灵活性不足。从江苏、浙江等省 份的需求响应实践来看，各地的需求侧灵活性资源仍存在很大的挖掘空间。在可再生能 源大规模接入电网、负荷峰谷差不断拉大、输电线路利用不及预期、需求侧资源尚未形 成整合调控、部分地区供热季供热面积大幅增加的情况下，电力系统对灵活性的需求会 进一步扩大。因此，中国亟需挖掘当前各类灵活性资源的潜力，促进“源-网-荷-储”灵活 性资源的协调发展，将提升系统灵活性纳入电力发展中长期规划。
作为绿色和平针对中国低碳能源转型的系列研究，本报告介绍了中国电力系统灵活 性现状，分析了电源侧、电网侧和用户侧各类灵活性资源的技术和经济特性，提出了中 国目前技术型、市场型和规划型灵活性资源存在的问题和发展空间，指出了未来需进一 步完善电力市场机制、引入灵活性调节产品并将灵活性资源纳入电力中长期规划。报告 以吉林省为例，评估了不同灵活性资源的成本以及给电力系统运行带来的效益，系统地 论证了仅依靠煤电机组灵活性改造无法满足未来可再生能源高渗透率电力系统的需求， 需要气电、储能、需求响应以及电网互济等多种灵活性资源加入。报告最后从促进中国 可再生能源长期发展的层面提出了电力系统中长期灵活性提升的路径，以供行业和决策 者参考。
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