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为实现2030年二氧化碳排放达峰，并力争2060年前实现碳中和的目标，中国将逐步减少对煤炭的依赖，清洁能源正走向主力电源之位。
随着大规模可再生能源接入电网，电力系统亟待进行低碳转型升级。
11月20日，在中华环保联合会、国网能源研究院等机构举办的《聚焦电力辅助服务市场和容量市场》会上，国网能源研究院副总工程师马莉表示，高比例可再生能源接入是未来发展的必然趋势，这对电力系统稳定运行带来了挑战。
可再生能源发电具有间接性和波动性，要求电力系统必须具备一定的应变和响应能力，即灵活性，以保证供电的可靠性。
10月22日，华北电力大学经济管理学院教授袁家海团队等组织发布的《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》报告（下称《报告》）显示，未来高渗透率可再生能源的电力系统，对灵活性的要求更高。
《报告》显示，目前中国各地区电力系统的灵活性调节均存在不足，尚无法满足可再生能源高比例接入的需求。
其中，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。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。
此外，由于中国电力系统中煤电装机过高，系统灵活性不足，导致长期的弃风弃光问题。
《报告》称，现阶段进行的煤电灵活比例性改造，可以明显提升系统灵活性。但煤电灵活性改造成本、频繁启停成本，以及相应的环境影响，将抬高电力系统的总体供电成本，并不利于电力系统的低碳转型。
与煤电机组相比，燃气机组供电效率高、启停时间短、爬坡速率快，从调节特性看是最佳的调峰电源。随着未来建设成本和气价的下降，气电将为电力系统灵活性提供有力支撑。
《报告》显示，加入多种灵活性资源的电力系统，较仅依靠煤电灵活性改造的系统，弃风电量可减少39.9%。
因此，从长期看，需要合理控制煤电的装机规模，并着重发展气电、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。
袁家海在上述会议中提出，为实现“碳中和”目标，2050年电力部门需实现零排放，2060年实现负排放。
这需要煤电规模在近期达峰，新能源实现全面平价，灵活性资源开始广泛部署。
中期，煤电有序退出，新能源快速增长，电化学等新型储能设备在电力系统全面部署。远期，煤电完全退出，新能源成为电力主体，多元灵活性资源广泛部署。
在袁家海看来，“十四五”是煤电达峰的最后窗口期，这期间中国不需要再新建煤电厂了。
清华大学电机工程与应用电子技术系教授夏清也表示，国内存量的火电，已经足够起到对电力系统的保驾护航作用。
袁家海团队研究结果显示，中国煤电未来发展的重心，应从装机规模的增长转向功能调整，即挖掘现有机组的容量价值。
马莉对此认为，中国尚未建立完善的容量成本回收机制，在高比例可再生能源背景下，引导火电企业灵活性改造方面无法形成足够激励，因此亟需建立相应机制。
容量成本回收机制，指的是由监管机构根据负荷预测、用户停电损失评估、系统可靠性标准和发电机组可用性等因素，制定容量价格和可补偿容量，为发电机组回收固定成本，进行合理补偿。
马莉同时指出，新能源发电的随机性和波动性，要求交易组织颗粒度越来越精细，新能源与常规能源的辅助服务、容量补偿机制等利益调节机制，需要进一步完善。
中国华能集团能源研究院副总经济师韩文轩建议，加快推动发电侧全电能量充分竞争，推动新能源进入竞争性发电市场。
此外，需建立电力市场、碳排放市场、绿证市场的综合市场，协同煤电淘汰、碳税、绿色金融等政策，充分发挥市场和政策激励和约束作用，加快电力转型。
上述《报告》还表示，应将电力系统灵活性提升目标纳入中长期电力规划，根据灵活性需求合理投资电源建设，引导电厂采用更灵活的运营模式，加快发展储能，并发挥储水、储气和储热等相对成熟的技术应用，实现储能在更大范围的协调优化。