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尽管水电装机不断增强,但作为西南重镇的重庆地域狭小,无油缺煤少电,一次能源匮乏,长期以来,“电力、电量”呈双缺格局,电力供需存在刚性矛盾,安全可靠供电压力大。
“为缓解电力供需矛盾,除加大电力外购力度外,挖掘现有主力水电站发电潜力,充分利用好丰枯水资源,对重庆电力支撑意义重大。”华中电监局副局长银车来告诉记者。
主体多元跨省市明知可为却难为
被称作“水电富矿”和“西电东送”能源基地的乌江流域,是我国长江右岸最大的支流,贯穿贵州。嘉陵江流域面积超过汉水,居长江支流之首,于重庆朝天门注入长江。
梯级水电调度曾在同一市场主体内部运作。以2011年乌江流域来水历史最枯纪录为例,经营乌江上游梯级电站群的贵州乌江水电开发有限责任公司,七座水库连续首尾相连,经过多年摸索,通过发电优化调度,梯级水能利用提高率达3.78%,年节水增发电效益超过2亿元。
然而,对于跨流域、跨省市的上下游梯级电站,若分属不同市场主体,调度分属不同网省,实施水电优化调度,运作起来就更为复杂和艰难。
“乌江、嘉陵江流域面积大,主要集水区域位于贵州、四川境内,长期以来,由于分属不同开发业主,不同网省公司,尤其是乌江梯级水电站群分属于国家电网和南方电网,水库联合优化调度工作难度很大。”重庆市电力公司调控中心副主任黄林说。
颇具特点的是,重庆水电主要集中在乌江流域和嘉陵江流域下游,重庆五大主力水电站中的彭水、银盘位于乌江流域梯级开发末端,江口位于芙蓉江流域梯级开发末端,富金坝、草街位于嘉陵江梯级开发最末端。各电站来水情况不但受降雨、上游来水等情况影响,还受制于上游四川、贵州等省市电站的机组出力变化,水情预测难度大。
“以前是互不相干,谁不想节水增发,因为难度大,发电企业明知可为却难为。”大唐国际重庆分公司总经理田丹说。
为充分利用可再生能源,减少弃水损失,事实上从2009年5月,监管辖区水电占比较大的华中电监局就正式实施了《华中区域水电减弃增发应急交易暂行办法》(以下简称《办法》)。这一基于区域电力市场建设的举措,便于水能资源在区域范围内得到优化配置,以落实国家节能减排政策。
“从大方面讲,是国家能源战略的需要,从行业发展讲,重视市场模式的构建还是大方向,不损害任何一方利益的前提下,推动优化调度,应是当前电力行业各主体的共同任务。”何兆成认为,近年来,华中电监局克服困难努力去做这件事情,因为它遵循了市场化建设的方向,虽难为,但可为。
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