配电网正从主要承担被动基础设施的角色，转向对分布式发电、储能、电动汽车、热泵和响应式需求进行主动协调。这种转变带来了一个兼具技术与经济性的规划问题：局部约束可能仅持续有限小时，而传统的扩容改造却会带来长达数十年的容量。因此，当需求和分布式能源资源（DER）的灵活性能够避免或推迟电网投资、提高现有资产利用率并加速新型低碳资源接入时，其价值将超越短期能源平衡[1,2]. 欧盟的政策导向非常明确。第(EU) 2019/944号指令第32条要求配电系统运营商（DSOs）在能够减少升级或更换电力容量需求的情况下，考虑基于市场的灵活性[3]，而能源监管机构合作局（ACER）2025年方法论将国家灵活性需求的评估正式化[4]. 规划层面对灵活性的解读比交易层面的解读要求更高。例如，市场平台可能会记录两小时内100千瓦的报价。网络规划者还必须确定该服务在受限位置是否在电气上有效，是否可以通过更低成本的网络动作（如重新配置）来消除限制，该资产是否能维持所需功率达到规定时长，以及该服务是否仍优于其旨在推迟的投资。忽视这些条件中的任何一项，都可能夸大归因于灵活性（flexibility）的非线路替代（NWA）价值。当灵活性被用作需求削减的同义词时，这个问题尤为重要。在配电规划中，灵活性可以通过减少或转移用电、电池放电、可控发电、削减出口、无功功率控制或这些资源的组合来实现；可行技术集的选择取决于电网需求的性质、位置、时间及持续时间[5,6,7,8,9]. 立陶宛是一个有用的制度案例，因为其市场架构正从通用灵活性原则转向具体的DSO采购框架。国际能源署（IEA）的《立陶宛2025年回顾》指出，需求侧灵活性和聚合是持续电气化的重要推动因素[10]. AB Energijos skirstymo operatorius (ESO) 目前将灵活性定义为根据配电网需求主动调整用电和/或发电，并要求供应商针对指定的网络位置分别进行竞价 [11]。批准的长期有功功率产品对可用性和激活进行补偿，允许聚合，使用1千瓦粒度，规定15至60分钟的激活时间，允许60分钟至12小时的交付周期，要求24小时恢复，并要求合同产品100%可用 [11]. 立陶宛国家能源监管委员会（VERT）2026年的交易规则进一步要求，必须对每个网络段分别进行经济评估，并将最大采购支出与重建成本以及重建推迟的年数挂钩[12].
1.1. 作为网络规划资源的灵活性
基于灵活性的网络接入协议（NWA）的经济论据是反事实的。相关问题不在于灵活性本身是否有内在价格，而在于如果没有灵活性，会产生怎样的成本、时间延迟和网络性能影响。Pudjianto等人[13]早期研究表明，主动需求管理可以减少由电气化驱动的配电网强化需求。随后对配电系统扩展包规划的综述强调，分布式能源（DERs）、主动网络管理和新市场设计需要能够整合运行与投资决策的规划模型，而非将灵活性视为外生收益[14,15]。Lustenberger等人 [16] 将局部灵活性市场价格反馈与配电网规划联系起来，并证明当灵活性以具有经济吸引力的价格可用时，可以推迟网络强化。 最近的研究深化了这种反事实逻辑。Messias等人[5]将分布式灵活性建模为虚拟容量，并明确将其与传统网络项目进行价值对比。他们随后提出的以福利为导向的采购框架表明，配电网运营商的估值阈值与市场出清结果是相关但不同的概念[17]。Park和Joo[ %%]证明，将储能与光伏或需求响应相结合的非网络资产组合，能够显著改变不同负荷曲线下的所需储能容量。García-Santacruz等人[6] 进一步将技术网络支持需求识别与后续发电和储能技术的经济选择及规模确定区分开来。这些研究明确了一点：技术上规定的灵活性需求尚不构成可实施的网络辅助服务项目。7] go further by separating the identification of the technical network-support need from the subsequent economic selection and sizing of generation and storage technologies. These studies make one point clear: a technically specified flexibility requirement is not yet an implementable NWA project.
