2020年10月22日，能源基地研究员袁家海教授研究团队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》。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。

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。

报告认为，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。部分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。因此，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。

报告系统分析了我国电源侧、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，提出了针对中国的电力系统灵活性提升路线图。

报告还选取可再生能源消纳矛盾突出的吉林省为例，分别模拟了6种电力系统运行情景，其中在高渗透率算例中，加入多种灵活性资源相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27.19%和25%。（何平撰稿）