四川水電去年棄水96.8億千瓦時五大主因所致

　　我國水電發電量去年歷史性突破1萬億千瓦時，為能源供給增添了一抹綠色。然而，欣喜之余，我們難以隱忍棄水之殤。

　　國家能源局日前發布的《水電基地棄水問題駐點四川監管報告》（以下簡稱《報告》）披露，2014年四川調峰棄水電量達96.8億千瓦時，占豐水期水電發電量的14.93%。

　　《報告》根據工作組駐點四川監管情況，深入分析了導致水電棄水的5大主因，并就突出問題提出了監管建議。

　　水電快速發展、電力需求增長緩慢，

四川水電棄水壓力山大

　　近兩年，伴隨著我國加快轉變電力發展方式，著力推進電力結構優化和產業升級，四川水電呈現集中投產態勢，與之相對應的水電消納和棄水相伴相生。

　　一方面，水電集中投產。“十二五”期間，四川每年有1000萬千瓦以上水電裝機增長，至2014年9月底，其水電裝機達6028萬千瓦，占全省總裝機比例由2013年的76.74％上升到79.4％。

　　另一方面，省內、省外消納市場持續低迷。四川省內售電量增速已由“十二五”初的16.4%下降到3.4%。而華中、華東區域電力供需寬松，外購電意愿不強。

　　《報告》指出，盡管四川省政府及各電力企業積極作為，給政策、強電網，力促水電消納，但四川水電棄水情況依然存在。

　　據核查統計，2014年1-8月四川省調（不含國調廠）水電站共產生調峰棄水損失電量57.1億千瓦時（含調峰、檢修等正常棄水），較2013年有所增長（如圖所示）。

　　未來一段時間，如果不采取措施，四川水電棄水態勢將進一步加劇。

　　預計2020年四川水電將達9100萬千瓦，2014-2020年預計投產大型水電2839萬千瓦，其中，2014-2016年投產1678萬千瓦，是四川水電集中投產期。

　　根據兩種不同負荷增速對四川省電力系統平水年棄水電量及豐水期水電進行空閑容量平衡預計，可以得到兩種結果，如按照2015-2020年四川最大負荷同比增速為4%左右預測，四川棄水電量將于2020年達到最大值，約350億千瓦時，占當年水電發電量的8.64%；如按照2015年最大負荷達到3950萬千瓦，在此基礎上每年增加7.0%左右預測，2017年將成為四川水電棄水最為嚴重的年份，約190億-200億千瓦時，占當年水電發電量的5.18-5.45 %。

　　為緩解棄水壓力，《報告》建議，綜合考慮四川水電基地的定位，改變僅以四川一省作為規劃范圍，建立包括重慶等省（市）在內的電力規劃和消納，實現四川水電在更大范圍內的資源配置和消納；以實際用電負荷需求為導向，合理安排水電機組建設、投產時序；加強電源電網統籌協調，優先考慮核準和建設調節性能好的水電項目。

　　汛期來水偏豐，低谷時段電力系統安全運行需要水電調峰棄水。

　　《報告》指出，從水電運行特性來看，來水偏豐年份，汛期四川水電機組具備全天滿發條件，由于低谷時段水電總出力超過負荷需求，在保障電力系統安全運行的前提下，需要水電機組部分時段調峰棄水。因而該時段產生的少量棄水，與水電機組檢修棄水和工程棄水一樣，都是水電運行的正常現象。

　　水電外送通道能力潛力可挖

　　目前，四川電網通過“四直四交”分別與華東、西北、華中電網相聯，最大外送能力2660萬千瓦左右。其中，向家壩—上海、錦屏—蘇南、溪洛渡—浙西等三條±800千伏特高壓直流與華東相聯，德陽—寶雞±500千伏直流與西北相聯，4回500千伏交流與華中（重慶）相聯。

　　《報告》認為，如果挖掘外送通道潛力，部分時段一些線路的輸送能力還可以進一步提高，以減少調峰棄水量。

　　以德陽—寶雞±500千伏直流為例。德寶直流（設計能力300萬千瓦）由于受端西北電網局部斷面受限原因，在2014年6-8月部分時段輸送功率達不到120萬千瓦的控制能力，少送出四川水電約2.2億千瓦時。如果配套電網進行改造，使德寶直流達到設計能力，汛期還可多送出四川水電近65億千瓦時。

　　針對上述情況，《報告》建議國調和四川省調在保障電網安全可靠運行基礎上，進一步加強輸電線路調度運行研究和管理，優化機組開機方式、加強新投產設備運行管理、優化輸電斷面潮流、協調區外受電市場，促進水電資源更好消納。

　　省內網架約束影響消納

　　《報告》還提及了四川省內部分負荷中心、地方縣級供電企業網架薄弱等增加棄水電量問題。

　　據悉，成都等負荷中心由于500千伏變電容量不足，汛期仍需要火電運行來滿足供電需求。2014年汛期，金堂、江油、東岳等火力發電廠為滿足負荷中心地區供電需求，增加火電發電量18.3億千瓦時，相應造成水電棄水電量18.3億千瓦時。

　　此外，四川水電集團等獨立的地方電網企業，基本上通過110千伏單回線與四川電網相聯，下載主網電力能力不足，難以滿足用電需求，一定程度影響了四川主網并網的水電消納。

　　對此，報告建議加強四川省內部分負荷中心網架建設和改造，增強500千伏主網架供電能力，排除網架約束對火電開機方式的依賴，滿足豐水期水電全額輸送負荷中心的要求。

　　火電調度運行三大問題待解，市場機制務要日臻完善

　　2014年汛期，華東區域發電機組頻繁啟停調峰或長時間調停，壓低本地發電企業上網電量合同完成率，減少當地發電量為消納四川水電騰出電量空間，當年6-10月，四川水電送華東電量651.21億千瓦時，同比增長達84.9%。

　　然而，在肯定成績的同時，《報告》披露了當前加重水電棄水的三大火電調度運行問題：

　　一是部分汛期應停機火電機組仍運行發電。6-8月，應停機備用的白馬新廠、攀煤火電廠等5家火電廠仍并網運行，造成水電棄水電量9.07億千瓦時。

　　二是電源支撐點火電機組未按最小出力運行。金堂、太白、廣安、戎州、方山等11家電廠，汛期開機運行未按照簽訂的并網調度協議明確的最小技術出力安排發電，多發電量6.21億千瓦時。

　　三是火電機組調峰能力不足。作為電源支撐點的11家火電廠，并網調度協議明確的最小技術出力超出行業正常水平，調峰能力只有30－45％，豐水期間增加水電棄水電量3.93億千瓦時。

　　對于上述問題，《報告》認為，調度機構應進一步優化電網開機方式和發電組合，加強火電機組最小技術出力管理，深化輔助服務補償機制，利用市場規則實現電網調峰需要，提高豐期水電消納能力。

　　《報告》同時披露了影響四川水電消納的其他制約因素，包括國家節能發電調度政策執行不到位、發電權交易行為不規范、上網側豐枯及峰谷電價政策削峰填谷作用不明顯等。

　　對此，國家能源局要求相關單位嚴格執行國家《節能發電調度辦法（試行）》，要求四川省電力公司糾正“水火替代”電費結算、新建機組并網調試期上網電量結算中的不規范行為，并明確四川能源監管辦負責督促落實。

　　在構建促進水電消納長效機制方面，《報告》建議，完善價格政策、引入市場機制，根據四川燃煤機組豐水期主要用于負荷備用，季節性出力的特點，在水電比重較大的省份實施“兩部制”電價。此外，建議盡快出臺節能發電調度經濟補償辦法，平衡協調各類機組之間的經濟利益，加快省內電力市場建設，改進和完善現有“水火替代”做法，積極參與跨省跨區電能交易，實現水電資源在更大范圍消納。（陳學婧）

來源：中電新聞網

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