四川水电弃水的五个原因探秘

电力18讯：    
　　根据国家能源局监管计划，2014年9月至10月，国家能源局组织开展水电基地弃水监管，并对四川驻点专项监管工作。

　　四川省作为国家“十二五”规划的重要能源基地，电源结构以水电为主，是典型的能源输出省份。2014年12月底，水电装机达到6293万千瓦，占全省总装机的比例上升到79.9％。

　　据核查统计，2013年四川省调（不含国调厂）水电站共发生调峰弃水损失电量25.8亿千瓦时。四川省2014年全年调峰弃水损失电量96.8亿千瓦时，占丰水期水电发电量的14.93%。

　　通过专项监管分析，造成四川水电弃水的主要原因是：

　　水电快速发展与电力需求增长缓慢不匹配；汛期来水偏丰，低谷时段电力系统运行需要水电调峰弃水；现有外送通道能力尚有潜力可挖，局部网架薄弱和特高压输送通道能力受限，火电调度运行管理有待进一步优化。

　　1、水电快速发展与电力需求增长缓慢不匹配

　　当前，我国正在加快转变电力发展方式，着力推进电力结构优化和产业升级，四川水电资源丰富，具备集中规模开发条件。

　　“十二五”期间每年有1000万千瓦以上水电装机增长，水电呈现集中投产态势，预计2015年、2020年将分别达到7000万千瓦和9000万千瓦。从电力需求看，四川省售电量增速不高，由“十二五”初的16.4%下降到3.4%，电力供需不能自我平衡。同时作为四川水电消纳市场的华中、华东区域，近年来自身平衡能力逐年加强，电力供需处于宽松状态，外购电力意愿不强，因此，不可避免产生一定程度的弃水。如大渡河流域的泸定（92万千瓦）、长河坝 （260万千瓦）、黄金坪（85万千瓦）在前期论证阶段，均送往华东及华中四省区，由于目标消纳地负荷增长低于预期，暂时没有额外电力需求空间，难以规划确定相应的输电通道。

　　2、汛期来水偏丰，低谷时段电力系统运行需要水电调峰弃水

　　从水电运行特性来看，来水偏丰年份，汛期四川省水电机组具备全天满发条件，由于低谷时段水电总出力超过负荷需求，在保障电力系统安全运行的前提下，需要水电机组部分时段调峰弃水。因而该时段产生的少量弃水，与水电机组检修弃水和工程弃水一样，都是水电运行的正常现象。

　　3、现有外送通道能力尚有潜力可挖

　　四川省调和国调通过协调向家坝、溪洛渡电厂开机组合，加快宾金直流建设与投运，在消纳四川水电做了大量工作，也取得明显成效。但通过专项监管发现，如果挖掘通道潜力，部分时段一些线路的输送能力还可以进一步提高，减少调峰弃水量。

　　4、局部网架薄弱和特高压输送通道能力受限

　　一是部分负荷中心网架薄弱。成都等负荷中心地区由于500kV变电容量不足，供电能力满足不了用户需求，汛期仍需要火电运行来满足供电需求。

　　二是地方县级供电企业的网架有待加强。目前，四川电网除省电力公司外，还有四川水电集团等独立的地方电网企业，基本上通过110千伏单回线与四川电网相联。近年来，地方电网的供电区域经济社会快速发展，供电负荷增长较快，现有的110千伏并网、35千伏为骨架的供电网络已难以满足用电需求。

　　三是特高压交流单线工程及运行方式对四川省内水电消纳存在制约。长治-南阳-荆门1000千伏特高交流示范工程属于单项输电线路，因送电能力受限及送电功率及方向制约，丰水期攀西断面受限达140万千瓦。随着雅砻江流域官地、锦东、锦西等水电站建成投产，预计窝电情况将进一步加剧。

　　5、火电调度运行管理有待进一步优化一是部分汛期应停机的火电机组仍运行发电。6-8月丰水期间，除电力系统运行必要的火电机组开机运行外，其余火电机组未停机备用。

　　二是电源支撑点火电机组未按最小出力运行。金堂、太白、广安、戎州、方山等11家电厂作为电网安全运行必要的电源支撑点，汛期开机运行未按照签订的并网调度协议明确的最小技术出力安排发电，多发电量6.21亿千瓦时 。

　　三是火电机组调峰能力不足。作为电源支撑点的11家火电厂，最小技术出力超出行业正常水平，调峰能力只有30－45％，达不到行业调整能力50%的平均水平。

　　其他方面问题

　　1、国家节能发电调度政策执行不到位

　　四川是节能发电调度试点省，但仍以年度计划电量形式安排各类机组基础电量，水电机组电量安排不充分，火电基础电量一定程度挤占了水电空间。同 时，由于没有制定出台有效的节能发电补偿办法，火电企业依靠政府计划给予的部分基础电量与水电进行替代交易获得经济补偿，未能完全体现市场机制下的优化和公平。

　　2、上网侧丰枯、峰谷电价政策削峰填谷作用不明显，影响水电企业收入

　　四川省发电侧执行水电丰枯、峰谷电价政策 。由于各电厂执行的峰谷比例不平衡，以及电厂不能自主安排峰谷出力，峰谷分时电价政策的消峰填谷作用不明显。水电企业执行丰枯、峰谷电价结果平均电费收入低于国家批复上网电价的收入。经初步统计，2013年四川省内合同电量部分，水电企业减少收入122.91万元，外送电量部分，水电企业减少收入 176439.29万元。

　　3、发电权交易行为不规范

　　2013年起，四川省发电企业之间协商开展发电权替代交易。2013年、2014年四川省电力公司均按照替代方（水电）上网电价（价格较低）予 以结算，与国家发电权交易监管规定不符。经初步核实，2013年6-9月与按照被替代方上网电价结算形成价差资金5047万元，2014年6-8月形成价差资金1.6亿元。

　　4、新建机组调试期部分上网电量未予计量和结算   四川省电力公司未按国家规定对新建机组首次并网后至整套设备调试运行开始时点期间电量进行计量，对发电机组满负荷启动试验（72小时或168小时）调试运 行前的电量，不抄表计量，不予结算。初步统计，2009年到2014年8月底，全省共有320台新建火电和水电机组投产进入商业运营，从抽检的部分机组 看，新建机组在满负荷启动试验之前的调试上网电量未计量，而调度自动化系统显示机组有发电出力。