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(四)省内网架约束影响消纳
《报告》还提及了四川省内部分负荷中心、地方县级供电企业网架薄弱等增加弃水电量问题。
据悉,成都等负荷中心由于500千伏变电容量不足,汛期仍需要火电运行来满足供电需求。2014年汛期,金堂、江油、东岳等火力发电厂为满足负荷中心地区供电需求,增加火电发电量18.3亿千瓦时,相应造成水电弃水电量18.3亿千瓦时。
此外,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,下载主网电力能力不足,难以满足用电需求,一定程度影响了四川主网并网的水电消纳。
对此,报告建议加强四川省内部分负荷中心网架建设和改造,增强500千伏主网架供电能力,排除网架约束对火电开机方式的依赖,满足丰水期水电全额输送负荷中心的要求。
(五)火电调度运行三大问题待解,市场机制务要日臻完善
2014年汛期,华东区域发电机组频繁启停调峰或长时间调停,压低本地发电企业上网电量合同完成率,减少当地发电量为消纳四川水电腾出电量空间,当年6-10月,四川水电送华东电量651.21亿千瓦时,同比增长达84.9%。
然而,在肯定成绩的同时,《报告》披露了当前加重水电弃水的三大火电调度运行问题:
一是部分汛期应停机火电机组仍运行发电。6-8月,应停机备用的白马新厂、攀煤火电厂等5家火电厂仍并网运行,造成水电弃水电量9.07亿千瓦时。
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,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,并网调度协议明确的最小技术出力超出行业正常水平,调峰能力只有30-45%,丰水期间增加水电弃水电量3.93亿千瓦时。
对于上述问题,《报告》认为,调度机构应进一步优化电网开机方式和发电组合,加强火电机组最小技术出力管理,深化辅助服务补偿机制,利用市场规则实现电网调峰需要,提高丰期水电消纳能力。
《报告》同时披露了影响四川水电消纳的其他制约因素,包括国家节能发电调度政策执行不到位、发电权交易行为不规范、上网侧丰枯及峰谷电价政策削峰填谷作用不明显等。
对此,国家能源局要求相关单位严格执行国家《节能发电调度办法(试行)》,要求四川省电力公司纠正“水火替代”电费结算、新建机组并网调试期上网电量结算中的不规范行为,并明确四川能源监管办负责督促落实。
在构建促进水电消纳长效机制方面,《报告》建议,完善价格政策、引入市场机制,根据四川燃煤机组丰水期主要用于负荷备用,季节性出力的特点,在水电比重较大的省份实施“两部制”电价。此外,建议尽快出台节能发电调度经济补偿办法,平衡协调各类机组之间的经济利益,加快省内电力市场建设,改进和完善现有“水火替代”做法,积极参与跨省跨区电能交易,实现水电资源在更大范围消纳。
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