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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。
文/智泽能源研究院综合
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。
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继华中区域“源网荷储”跨省互动市场建立后,国家能源局华中监管局近日正式印发《川渝一体化电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》(简称《规则》)。在业内人士看来,《规则》的出台标志着我国首个服务区域经济一体化发展战略的电力辅助服务市场诞生,意味着我国跨省电力调峰辅助服务市场加速构建。
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