中国国家主席习近平近期在联合国大会上正式宣布，中国将提高《巴黎协定》下的国家自主贡献力度，力争于2030年前达到碳排放峰值，努力争取2060前实现碳中和。这意味着，中国将在未来十年全面实现能源、经济领域的深度低碳转型。

　　要实现深度低碳转型，就必须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。《能源发展“十三五”规划》明确提出，中国的能源系统应向着清洁低碳、安全高效的方向积极转型。

　　截至2019年底，全国非化石能源发电量为2.39万亿千瓦时，占全国发电量的32.6%，实现2030年非化石能源发电量占比50%的目标已过半程。而即使是在2020年新冠疫情的压力下，中央政府也没有松懈绿色复苏和转型的决心，今年上半年风电和光伏的发电量分别同比逆势增长了6.8%和9.1%。在已提前实现了“十三五”可再生能源装机目标之际，今年6月，国家发改委和能源局进一步提高了目标，计划今年内风电和光伏发电装机均达到240吉瓦左右。

　　然而，当下这场“风光无限好”的绿色低碳转型，也对传统电力系统的灵活性和调节能力，即如何经济地调用各类灵活性资源以保持电力供需动态平衡、应对电力系统的波动性和不确定性，提出了更高的要求。

　　目前，中国以煤电为主的电力系统灵活性严重不足，电力系统的僵化导致了弃风、弃光问题的出现。2011-2019年，中国的弃风和弃光率一度高达17.1%和10.5%，造成了大量发电资源的浪费。2016-2018年间，中国弃风和弃光电量共计1389亿千瓦时 ，相当于约3000万千瓦煤电厂的发电量。

　　由此可见，一方面可再生能源的发展正在稳步加速，向着“2030年非化石能源发电量占比50%”的国家中长期能源战略目标迈进;另一方面，在全国非化石能源发电量占比32.6%情况下，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。面向高比例可再生能源发展的新时代，煤电在中长期的能源低碳转型中应如何定位将成为关键。

　　灵活调节电源能力不足：15%的理想状态 v.s 6%的现实瓶颈

　　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2019年的弃风和弃光现象明显改善，但随着可再生能源出力占比的逐步提高，系统净负荷波动增大，未来单纯依靠火电和抽水蓄能的调节容量和调节能力无法满足系统安全运行的灵活性要求。既有电力系统与高比例可再生能源发展之间存在不匹配性，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。

　　中国电力企业联合会于2019年12月发布的《煤电机组灵活性运行政策研究》也指出了中国电力系统调节能力不足的现状。“我国发电装机以煤电为主，抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源装机占比不到6%，‘三北’地区新能源富集，风电、太阳能发电装机分别占全国的72%、61%，但灵活调节电源不足3%，调节能力先天不足。比较而言，欧美等国灵活电源比重较高，西班牙、德国、美国占比分别为34%、18%、49%。”

　　中国工程院院士黄其励早前在接受记者采访时也曾指出，在电力系统中，灵活调峰电源至少要达到总装机的10%-15%。考虑到中国灵活性电源占比还不到6%的现实，电力系统调节能力不足已成为中国能源转型的主要瓶颈之一，特别是在可再生能源持续高速发展的新形势之下，大幅提升电力系统调节能力已迫在眉睫。

　　为提升系统调节能力，增强系统灵活性、适应性，破解新能源消纳难题，《电力发展“十三五”规划》明确提出，全面推动煤电机组灵活性改造，“十三五”期间计划完成2.2亿千瓦的煤电机组灵活性改造目标。但今年5月份国家电网发布的《国家电网有限公司服务新能源发展报告2020》显示，截至2019年底，我国累计推动完成煤电灵活性改造约5775万千瓦，改造完成度仅为“十三五”改造目标的1/4左右。

　　煤电灵活性存在局限性，无法实现高比例可再生能源发展

　　除了改造进度缓慢以外，由于煤电机组自身发电技术的限制，其最低出力水平存在瓶颈。通过热电解耦、低压稳燃等技术改造虽然可以将煤电机组的最小稳定出力降至20%~30%的额定容量，但其增减出力的响应时间较长、爬坡速率较慢，难以充分满足系统灵活性的需求。同时，低负荷运转、频繁启停也增加了煤电机组的损耗，降低机组寿命，增加运营成本。煤电机组在低负荷下运转时也将增加氮氧化物的排放，造成环境影响。这些负面影响都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。

　　国网能源研究院有限公司副院长蒋莉萍在此前接受采访时也曾提到，煤电灵活性改造之后机组长期运行在设计工况之外，机组能效降低，煤耗率上升，同时频繁启停造成的机械损伤加大，技改投入的成本是巨大的。