大力发展可再生能源是贯彻落实习近平总书记提出的能源安全新战略，构建清洁低碳、安全高效现代能源体系的重要举措。今年4月，国家能源局公开《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》，首次明确将可再生能源列为能源发展的优先领域，并在《关于做好可再生能源发展“十四五”规划编制工作有关事项的通知》（国能综通新能〔2020〕29号）中将提升可再生能源在区域能源供应中的比重纳入规划重点任务。可以预见，“十四五”期间南方区域可再生能源将迎来新的发展机遇期。随着可再生能源规模不断扩大，促进可再生能源电力消纳将成为“十四五”电力规划的重点问题之一，为此亟需提升南方区域电力系统调节能力，增强系统调节灵活性。

“十三五”调节能力逐步提升，可再生能源消纳成效显著

2018年国家发展改革委、国家能源局印发《关于提升电力系统调节能力的指导意见》（发改能源〔2018〕364号），明确电力系统调节能力提升的重要性和迫切性，并分别从电源侧、电网侧和负荷侧进行综合、全面的建议和部署。“十三五”前四年，南方区域电力系统调节能力逐步提升。电源侧，随着大型煤电、调峰气电和抽水蓄能电站等调节性能好的电源项目陆续投产，调节容量不断增加，主力调节电源（包括煤电、气电、水电和抽水蓄能电站等）规模从2015年的2.4亿千瓦上升至2019年的2.8亿千瓦，年均增长率约4%。2019年，煤电调节容量5278万千瓦、占比49%，气电调节容量1164万千瓦、占比11%，水电调节容量2734万千瓦、占比25%，抽蓄调节容量1649万千瓦，占比15%。电网侧，通过建成投产鲁西背靠背、金中直流、滇西北直流等系列工程，南方区域主干电网已形成“八交十直”的西电东送大通道，送电规模4452万千瓦（不含临时通道），跨省区调节能力进一步提升。负荷侧，通过加强组织管理、培训宣传、平台建设、技术支持和资金投入等有效措施，南方区域已连续7年超额完成电力需求侧管理中节约电量、电力的指标，有效挖掘了用户侧调节潜力。

“十三五”期间，南方区域实现最大限度消纳清洁能源，成效显著。2019年，南方区域水能利用率达99.6%，弃水量从2016年的316亿千瓦时下降至17亿千瓦时，基本解决云南水电消纳难题；风电、光伏发电利用率均超过99.7%，基本实现全额消纳；核电平均利用小时数7128小时，实现安全保障性消纳。2019年完成西电东送电量2265亿千瓦时，“十三五”前四年累计完成送电量8421亿千瓦时，南方区域非化石能源发电量占比52.9%，远高于全国平均水平。

图示1  2015-2019年南方区域主力调节电源装机增长情况

图示2  2019年调节电源容量结构

 图示3  2015-2019年南方区域西电东送规模

“十四五”清洁能源消纳形势严峻，调节能力仍需进一步提升

用电负荷峰谷差持续加大。“十四五”期间，南方区域产业结构持续优化，第二产业占比逐渐下降，第三产业占比逐渐上升，预测至2025年南方五省区第三产业GDP比重上升1.3~5个百分点。产业结构调整是改变负荷特性的重要因素，预测至2025年南方五省区峰谷差将增加30%以上，调峰需求持续加大。

新能源规模和占比持续增加。风电反调峰特性显著，以广东为例，陆上风电和海上风电夏季反调峰系数分别达到12%和22%，目前广东核准海上风电项目约3200万千瓦，结合海上风电开发和建设情况，预计“十四五”期间新增规模超过1000万千瓦，并网后电力消纳压力剧增。

核电和热电联产气电规模持续增大。“十四五”期间随着惠州太平岭核电一期、防城港核电二期和昌江核电二期等项目投产，核电规模进一步增加。此外，目前广东核准在建的气电大部分为热电联产机组，采用以热定电的方式运行，调峰深度仅25%左右，调节能力较差。核电、热电联产等灵活性较差的电源规模持续增大，将进一步加大系统调峰及清洁能源消纳压力。

“源网荷”全面提升系统调节能力

一是加快推进火电灵活性改造。目前南方区域尚无机组完成灵活性改造，仅广西北海电厂两台32万千瓦机组纳入改造试点并计划于今年完成改造。随着南方区域电力调峰辅助服务市场不断成熟完善，在煤电灵活性改造费用和运行成本将得到合理的补偿的条件下，应加快推进火电灵活性改造，充分挖掘煤电调节能力。

二是积极发展调峰电源。抽水蓄能、电化学储能和调峰气电都是性能优良的调节电源。南方区域拥有丰富的抽水蓄能站址资源和较为成熟的调峰气电发展条件，同时电化学储能随着技术水平提升和成本下降，具备大规模推广应用前景。建议加快推进抽蓄电站开发，推广电化学储能应用，积极发展调峰气电，增强系统调节能力。

三是积极推进龙头水电站建设。龙头水电站不但可有效提高流域电站年发电量，还能将下游各梯级电站的部分汛期电能转化为枯期电能，从而提高整个流域梯级电站的调节能力。金沙江中游和澜沧江上游规划的龙头电站具有多年调节特性，建成后可显著增强流域水电站调节能力，改善云南水电出力特性，缓解“丰余枯缺”矛盾。

四是进一步发挥西电东送跨省跨区调节能力。“十三五”末及“十四五”初，南方电网将依托昆柳龙直流工程新增云南送广东500万千瓦、送广西300万千瓦，并建成云贵互联通道实现云南水电和贵州火电资源互济互补，跨省区调节能力进一步提升。可充分发挥跨省跨区联动作用，将云、贵两省形成电力外送综合体，促进西南地区水电消纳。持续优化西电东送送电曲线，实现跨季节电力互济，缓解云南“丰盈枯缺”问题。

五是推广电力需求侧响应。电力需求侧响应是通过设计合理的响应机制与激励措施，引导用户改变用电行为习惯，减少或增加某时段的用电负荷，挖掘负荷侧的调峰潜力来减小系统的峰谷差。目前，广东佛山在南方区域率先开展了需求侧响应试点项目，并取得良好的应用效果。建议结合佛山需求侧响应试点项目情况，完善相关管理制度，深入推进需求侧响应技术应用，进一步释放需求侧调峰潜力。

市场机制与技术手段双管齐下

一是推进电力市场建设。建议南方区域逐步建立跨省区统一电力市场，充分发挥互联电网的资源优化配置作用，推动电力互济由计划模式向市场方式转变，打破辅助服务的省间壁垒。同时，完善电力辅助服务市场机制，将辅助服务市场与电能量市场统一融合，并适时增加交易品种、开展容量市场和辅助服务中长期交易。

二是强化调节电源效益保障。完善调峰补偿政策机制和运营规则，鼓励社会资本参与投资，提高煤电企业实施灵活性改造和参与调峰的主动性。在辅助服务市场建设初期，可参考华东地区相关政策经验，对调峰气电试行两部制电价，调动调峰机组发电积极性。

三是完善抽蓄电价回收机制。目前抽水蓄能电站存在市场化用户未分摊容量电费和辅助服务市场无法解决投资回收等问题，建议分阶段完善抽蓄回收电价机制。在电力市场建设过渡期，将抽蓄容量电费分摊至市场化用户用电价格中；在电力市场建设成熟期，采用中长期合同和现货竞价的投资回收机制，通过市场获取投资回报。

四是加快需求侧响应服务机制建设。建议继续完善响应激励机制，遵循公平合理的原则，倡导“谁收益、谁投资”，建立长效的需求侧响应激励机制，按照“工业用户-大型商业用户-居民用户”的推广顺序，逐步调动电力用户参与需求侧响应的积极性。