四川水电去年弃水96.8亿千瓦时五大主因所致-北极星水力发电网

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我国水电发电量去年历史性突破1万亿千瓦时，为能源供给增添了一抹绿色。然而，欣喜之余，我们难以隐忍弃水之殇。

国家能源局日前发布的《水电基地弃水问题驻点四川监管报告》(以下简称《报告》)披露，2014年四川调峰弃水电量达96.8亿千瓦时，占丰水期水电发电量的14.93%。

《报告》根据工作组驻点四川监管情况，深入分析了导致水电弃水的5大主因，并就突出问题提出了监管建议。

水电快速发展、电力需求增长缓慢，四川水电弃水压力山大

近两年，伴随着我国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，四川水电呈现集中投产态势，与之相对应的水电消纳和弃水相伴相生。

一方面，水电集中投产。“十二五”期间，四川每年有1000万千瓦以上水电装机增长，至2014年9月底，其水电装机达6028万千瓦，占全省总装机比例由2013年的76.74%上升到79.4%。

另一方面，省内、省外消纳市场持续低迷。四川省内售电量增速已由“十二五”初的16.4%下降到3.4%。而华中、华东区域电力供需宽松，外购电意愿不强。

《报告》指出，尽管四川省政府及各电力企业积极作为，给政策、强电网，力促水电消纳，但四川水电弃水情况依然存在。

据核查统计，2014年1-8月四川省调(不含国调厂)水电站共产生调峰弃水损失电量57.1亿千瓦时(含调峰、检修等正常弃水)，较2013年有所增长(如图所示)。

未来一段时间，如果不采取措施，四川水电弃水态势将进一步加剧。

预计2020年四川水电将达9100万千瓦，2014-2020年预计投产大型水电2839万千瓦，其中，2014-2016年投产1678万千瓦，是四川水电集中投产期。

根据两种不同负荷增速对四川省电力系统平水年弃水电量及丰水期水电进行空闲容量平衡预计，可以得到两种结果，如按照2015-2020年四川最大负荷同比增速为4%左右预测，四川弃水电量将于2020年达到最大值，约350亿千瓦时，占当年水电发电量的8.64%;如按照2015年最大负荷达到3950万千瓦，在此基础上每年增加7.0%左右预测，2017年将成为四川水电弃水最为严重的年份，约190亿-200亿千瓦时，占当年水电发电量的5.18-5.45 %。

为缓解弃水压力，《报告》建议，综合考虑四川水电基地的定位，改变仅以四川一省作为规划范围，建立包括重庆等省(市)在内的电力规划和消纳，实现四川水电在更大范围内的资源配置和消纳;以实际用电负荷需求为导向，合理安排水电机组建设、投产时序;加强电源电网统筹协调，优先考虑核准和建设调节性能好的水电项目。

汛期来水偏丰，低谷时段电力系统安全运行需要水电调峰弃水

《报告》指出，从水电运行特性来看，来水偏丰年份，汛期四川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。

水电外送通道能力潜力可挖

目前，四川电网通过“四直四交”分别与华东、西北、华中电网相联，最大外送能力2660万千瓦左右。其中，向家坝—上海、锦屏—苏南、溪洛渡—浙西等三条±800千伏特高压直流与华东相联，德阳—宝鸡±500千伏直流与西北相联，4回500千伏交流与华中(重庆)相联。

《报告》认为，如果挖掘外送通道潜力，部分时段一些线路的输送能力还可以进一步提高，以减少调峰弃水量。

以德阳—宝鸡±500千伏直流为例。德宝直流(设计能力300万千瓦)由于受端西北电网局部断面受限原因，在2014年6-8月部分时段输送功率达不到120万千瓦的控制能力，少送出四川水电约2.2亿千瓦时。如果配套电网进行改造，使德宝直流达到设计能力，汛期还可多送出四川水电近65亿千瓦时。

针对上述情况，《报告》建议国调和四川省调在保障电网安全可靠运行基础上，进一步加强输电线路调度运行研究和管理，优化机组开机方式、加强新投产设备运行管理、优化输电断面潮流、协调区外受电市场，促进水电资源更好消纳。

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。

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。

原标题：四川水电去年弃水96.8亿千瓦时五大主因所致

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