浙江省作为中国经济最发达的地区之一，电力需求持续快速增长，电力系统长期呈现煤电占主导、外来电依赖度高、可再生能源占比低的结构特征。在“双碳”目标和能源转型的背景下，如何在保障供电安全的前提下提升系统灵活性、降低排放，是亟待解决的核心问题。
当前浙江电力系统存在运行灵活性不足、备用安排冗余、跨省输电缺乏调节性、以及煤电机组利用率“一刀切”等问题。上述问题不仅导致低负荷时段频繁出现负电价、市场价格被低估（春节期间低估约40%），还削弱了可再生能源的经济性与投资可持续性。为此，本研究提出实证研究问题：在煤电仍占主体的系统中，如何通过提升煤电组合灵活性，同时实现保障供电安全、降低经济成本和减少排放？
主要结果
- 碳减排潜力显著： 2025年在灵活调度情景下，碳排放较现状情景下降约11%；2030年伴随着明显的需求增长，抵消了部分灵活调度的减排潜力，但是相比2025年现状排放仍明显下降，代表着浙江电力系统“可以”在近期实现达峰。
- 经济成本降低： 灵活调度情景下，2030年系统年成本可降低约2.5%（相比目前调度范式），缓解新增电源投资压力。虽然差异看似有限，但其意义体现在三个方面：首先，本结果未计入碳排放的外部性定价，若考虑碳成本，灵活调度所带来的减排效益将进一步放大。其次，系统结构正由高燃料成本的煤电（系统存量资产巨大）向高资本密度、低运行成本的（新）风光电源转变，成本下降度量是新电源的全部成本与既有资产（扩大利用）的流动成本的比较，并不完全体现其在长期价格稳定性和风险缓释方面的价值。第三，鉴于浙江电力系统年成本规模庞大（约2700亿元），2.5%的优化意味着每年可节约约60–70亿元，且无需新增高成本的灵活性资源（如大规模储能）。
- 可再生能源利用提升： 风光发电占比从2025年的8.8%提升至2030年的16.3%，并网能力显著增强，并且不会存在弃电现象。
- 煤电角色分化： 高效机组实现7000小时以上满发，低效机组退居战略备用，推动煤电，特别是中低效率煤电由“主体电源”向“调节性资源”转型。
运行问题暴露： 春节低负荷时期显示煤电过度开机、备用冗余和跨区电力刚性，凸显改革必要
结论与政策建议
研究表明，在煤电仍占主体的中国电力系统中，短期灵活性提升应优先聚焦于煤电组合优化与调度机制改革，而非高成本的储能或需求侧响应等其他措施。政策建议包括：
- 推进煤电差异化利用与效率优先调度，打破“一元化”利用模式；
- 优化备用与必开机组规则，避免冗余开机与灵活性受限；
- 推动跨区电力市场化交易与潮流灵活化，提升外来电调节作用；
- 强化系统运行数据透明度，为精细化调度与政策制定提供支持。
通过上述路径，浙江可为其他高煤电占比省份提供可复制的能源转型与系统灵活性提升的示范经验。
