為貫徹落實國家節(jié)能減排政策，促進可再生能源消納，提高燃煤發(fā)電機組負荷率，實現(xiàn)資源優(yōu)化利用，2014年9-11月，國家能源局組織華中和華東區(qū)域各派出機構，開展了節(jié)能減排發(fā)電調度專項監(jiān)管工作。根據(jù)監(jiān)管情況，形成本報告。

一、基本情況

截至2014年9月底，華中和華東區(qū)域發(fā)電裝機容量分別為26901萬千瓦和 23986萬千瓦，分別約占全國裝機總量的21%和19%。2014年1-9月，華中和華東區(qū)域最大負荷分別為15052萬千瓦和 21296.7萬千瓦。華中電網(wǎng)是全國電力聯(lián)網(wǎng)樞紐，分別與華東、華北、西北、南方電網(wǎng)相聯(lián)，其中與華東電網(wǎng)聯(lián)系最為緊密，目前雙方最大送受電能力達到3180萬千瓦。華中區(qū)域水電裝機比重大，豐枯季節(jié)性矛盾突出，豐水期大量富余水電需要跨區(qū)送出。華東電網(wǎng)是全國用電量最大的區(qū)域電網(wǎng)，火電裝機比重大，用電負荷峰谷差較大。近年來，華東區(qū)域用電量增速放緩，華東區(qū)域火電企業(yè)降低發(fā)電利用小時，壓低機組負荷率，減少本地發(fā)電空間，為消納四川水電等區(qū)外來電作出了較大貢獻。2014年1-9月，上海、浙江電網(wǎng)受進電量占當?shù)亟y(tǒng)調用電量的比例均超過30%。

從此次專項監(jiān)管情況看，華中和華東兩大區(qū)域基本能夠按照節(jié)能減排政策要求，通過發(fā)揮互聯(lián)電網(wǎng)作用，積極采取措施，實現(xiàn)水電等清潔能源較好利用，減少了煤炭消耗，促進了電力行業(yè)節(jié)能減排。

(一)通過優(yōu)先調度和優(yōu)化調度提高清潔能源利用效率

各省(市)通過優(yōu)先調度水、核、風、光等清潔能源發(fā)電和加強優(yōu)化調度工作，進一步提高了清潔能源利用效率。2014年1-9月，華中區(qū)域實現(xiàn)了除四川水電以外的清潔能源發(fā)電全額上網(wǎng);華東區(qū)域核電機組基本能夠滿發(fā)，沒有發(fā)生棄風棄光情況。

專欄1：華中區(qū)域積極開展流域梯級水電站優(yōu)化調度工作

在監(jiān)管機構、調度機構、發(fā)電企業(yè)的多方努力下，華中區(qū)域建立了烏江、嘉陵江重慶段、清江、沅水、資水、澧水等流域梯級水電站優(yōu)化調度機制，在調度機構、上下游水電站之間實現(xiàn)了水情、發(fā)電計劃安排、實際發(fā)電量等信息交互和共享，有效提高了水能利用效率。2014年1-9月，通過梯級水電站聯(lián)合優(yōu)化調度，重慶烏江流域兩座水電站增發(fā)電量9.2億千瓦時;湖南沅水、資水、澧水流域實現(xiàn)節(jié)水增發(fā)電量31億千瓦時。

(二)通過跨省跨區(qū)交易促進水電大范圍消納利用

近幾年來，四川水電快速發(fā)展，但四川用電負荷增長有限，棄水壓力逐年加大，迫切需要更大范圍消納利用水電。2014年1-9月，華中區(qū)域通過跨省交易消納四川水電116.6億千瓦時，同比增加2.6%。華東區(qū)域上海、江蘇、浙江等省(市)通過跨區(qū)交易消納華中區(qū)域水電明顯增加，2014年1-9月分別受入電量294.3、307.0和269.4億千瓦時，同比增加20.8%、40.0%和276.8%。

(三)采取有效措施提升高效環(huán)?；痣姍C組利用效率

各省(市)基本按照火電機組容量大小制定差別發(fā)電量計劃，通過開展發(fā)電權交易、機組輪停、優(yōu)化組合和省間備用容量共享等措施促進節(jié)能發(fā)電調度工作，一定程度上提高了高效環(huán)保大機組的利用率。2014年1-9月，華中區(qū)域100萬千瓦級火電機組發(fā)電利用小時數(shù)比60萬千瓦級機組多40-450小時，發(fā)電負荷率平均高5.74%;60萬千瓦級機組比30萬千瓦級機組多26-919小時，發(fā)電負荷率平均高1.12%。華東區(qū)域100萬千瓦級火電機組發(fā)電利用小時數(shù)比60萬千瓦級機組多166-478小時，發(fā)電負荷率平均高3.17%;60萬千瓦級機組比30萬千瓦級機組多55-676小時，發(fā)電負荷率平均高2.46%。

專欄2：各省(市)采取有效措施推進節(jié)能發(fā)電調度

2014年3月華東區(qū)域調度機構修訂了《華東電網(wǎng)運行備用調度管理規(guī)定》，實現(xiàn)備用共享、全網(wǎng)分攤，優(yōu)化全網(wǎng)運行方式。浙江、福建省調研究出臺燃煤發(fā)電機組有序調停管理辦法，提高發(fā)電企業(yè)綜合效益。河南省調制定月度火電機組輪停備用方案，實時調度中按照節(jié)能減排原則優(yōu)化和調整機組運行。

專欄3：不斷推進發(fā)電權交易引領節(jié)能減排工作深入開展

各省(市)在小火電關停任務基本完成后，繼續(xù)不斷推進高效率低排放大機組替代低效率高排放小機組發(fā)電工作，進一步促進了節(jié)能減排工作深入開展。2011-2013年發(fā)電權交易電量，華中區(qū)域分別為146.09、201.36和226.57億千瓦時，華東區(qū)域分別為457.54、322.29和367.43億千瓦時。2014年1-9月，江蘇省發(fā)電權交易電量達到116.69億千瓦時，100萬千瓦與30萬千瓦火電機組發(fā)電利用小時數(shù)級差進一步擴大到885小時。

(四)通過加大無功管理、改善潮流分布等工作有效控制電網(wǎng)損耗

近年來，國家電網(wǎng)公司通過加強無功分層管理、推進容性無功補償裝置配置、加強系統(tǒng)潮流考核等方式，有效控制了電網(wǎng)損耗，提高了電能質量。華中區(qū)域有關電網(wǎng)企業(yè)根據(jù)自身特點，開展小負荷方式下的潮流實測與線損理論計算，合理測算和分解線損率指標計劃，近幾年華中區(qū)域500kv以上輸電線路線損率保持在0.75%左右，華東區(qū)域500kv以上輸電線路線損率保持在0.80%左右。

二、存在問題

此次專項監(jiān)管發(fā)現(xiàn)，有關省(市)還存在節(jié)能發(fā)電調度試點政策落實不到位、部分電力項目建設不協(xié)調、部分計劃方式配置資源不合理、電力調度運行管理水平有待提高、機組發(fā)電負荷率偏低等主要問題，影響了節(jié)能減排效果發(fā)揮。

(一)節(jié)能發(fā)電調度試點政策落實不到位

節(jié)能發(fā)電調度要求按照節(jié)能、經(jīng)濟的原則，優(yōu)先調用可再生和清潔能源，不同類型的火電機組按照能耗和排放的次序安排發(fā)電。江蘇、河南、四川三個節(jié)能調度試點省份一直未配套出臺相應經(jīng)濟補償辦法，又缺乏相應的市場機制，使得開展節(jié)能發(fā)電調度引起的利益調整得不到有效補償。試點后不久，江蘇、河南兩省即以差別電量計劃和發(fā)電權交易的形式實施節(jié)能發(fā)電調度，四川省也在試點四年后重新回到政府下達指令性計劃方式，節(jié)能減排效果大打折扣。四川省節(jié)能發(fā)電調度政策調整后，火電機組按照發(fā)電量計劃進度一致的原則調度，豐水期火電機組未真正實現(xiàn)最小開機方式運行，擠占了水電消納空間，2014年豐水期由此增加棄水損失電量10.5億千瓦時。

(二)部分電力項目建設不協(xié)調、個別項目規(guī)劃未落實

一是電網(wǎng)與電源規(guī)劃建設不協(xié)調。部分電源項目因送出工程滯后無法及時上網(wǎng)發(fā)電，“缺電”和“窩電”并存，棄水、資源錯置、配置效率低下時常發(fā)生。二是跨區(qū)輸電線路與受電區(qū)域電網(wǎng)項目建設不同步。大功率跨區(qū)輸電線路需要配套建設或改造受電區(qū)域的潮流疏散通道，但目前華東電網(wǎng)建設仍存在“送得進、疏散難”的現(xiàn)象，直接影響了華東電網(wǎng)部分機組運行經(jīng)濟性。三是個別電力項目一直未按國家要求納入建設計劃。如川渝電網(wǎng)500kv第三聯(lián)絡通道至今未開工建設。四是部分電網(wǎng)建設重輸電輕配電和農(nóng)網(wǎng)，存在單線單變供電、供電半徑過長問題;部分電網(wǎng)無功補償配置不均衡，無功流動和穿越較大，加上缺乏網(wǎng)損標準和系統(tǒng)潮流優(yōu)化力度不大，網(wǎng)損難以進一步下降。

專欄4：四川水電外送通道建設嚴重滯后水電裝機發(fā)展

近幾年四川水電裝機快速發(fā)展，年均增長超過1000萬千瓦，而外送通道建設滯后，輸送容量不足，造成大量棄水(2014年調峰棄水損失電量超過97億千瓦時)。

專欄5：湖南電網(wǎng)網(wǎng)架結構不能很好適應節(jié)能發(fā)電調度新要求

湖南電網(wǎng)60萬千瓦火電機組大多接入500kv電網(wǎng)，30萬千瓦火電機組大多接入220kv電網(wǎng)且處于負荷中心，由于500kv下網(wǎng)變電能力不足和部分輸電斷面卡口，大機組發(fā)電出力經(jīng)常受限，大小機組發(fā)電利用小時倒掛現(xiàn)象時有發(fā)生。

專欄6：電網(wǎng)建設不協(xié)調影響了浙江省火電機組發(fā)電負荷率

賓金直流跨區(qū)線路與浙?？缡【€路建設不協(xié)調，賓金直流比浙?？缡【€路早半年時間投產(chǎn)，為滿足線路輸送功率不超穩(wěn)定限額，浙江電網(wǎng)實際分三片運行并分片預留備用，分區(qū)之間旋轉備用不能互相支援，2014年7、8月份額外增加備用容量200萬千瓦以上，降低浙江火電機組負荷率6.67%。

(三)部分計劃方式配置資源不合理

一是目前各省年度計劃方式分配上網(wǎng)電量，計劃制定存在不透明、不公平等問題，沒有充分體現(xiàn)高效環(huán)保機組年計劃利用小時數(shù)明顯高于其他機組的要求，與節(jié)能發(fā)電調度要求差距較大。二是國家電網(wǎng)公司以年度計劃形式下達跨省跨區(qū)電能交易任務，且經(jīng)常剛性執(zhí)行，不隨供需形勢變化，往往造成受電地區(qū)火電機組深度調峰或水電棄水。三是市場交易過程中政府干預過多。部分省在發(fā)電權交易對象、電量方面存在行政審批，部分省為了保護本省火電企業(yè)而限制消納省外水電。四是現(xiàn)有計劃電量體制下, 發(fā)電企業(yè)從經(jīng)營策略考慮，為獲得潛在增發(fā)電量，寧愿機組低負荷掛網(wǎng)運行，也不愿停機備用以提高發(fā)電負荷率。

專欄7：部分計劃、行政方式影響節(jié)能減排

1. 2014年，湖南省在年度發(fā)電計劃制定與執(zhí)行過程中，加入發(fā)電計劃指標與地方煤掛鉤等條件;湖北省對個別發(fā)電企業(yè)執(zhí)行差別政策，個別60萬千瓦機組年計劃發(fā)電利用小時高出同類型機組300小時，接近100萬千瓦機組年發(fā)電利用小時;河南省近三年年度計劃電量制定與實際發(fā)電偏差大，計劃調整頻繁(2013年調整9次)，對供熱機組不能按照“以熱定電”原則安排發(fā)電計劃。

2.河南省、湖北省發(fā)電權交易需要政府有關部門審批后才能實施，特別是河南省發(fā)電權交易需要地市級、省級政府有關部門層層審批同意才能執(zhí)行。

3.2014年，四川省政府有關部門要求按照替代方上網(wǎng)電價結算，違反發(fā)電權交易相關規(guī)定。

(四)電力調度運行管理有待進一步加強

一是電網(wǎng)旋轉備用容量安排普遍較大。按照《電力系統(tǒng)技術導則》，旋轉備用容量應控制在最大發(fā)電負荷的2%—5%。旋轉備用率的高低是火電機組負荷率高低的主要決定因素。目前，華中和華東區(qū)域各省市的旋轉備用率大部分時段超過5%的最高標準。2014年1-9月華中和華東區(qū)域最小平均旋轉備用率情況見附表一、附表二。二是調度管理機制不完善。調度機構主要關注發(fā)電進度平衡，對科學調度、經(jīng)濟調度缺乏足夠重視，調度計劃編制方式粗放，機組難以按最優(yōu)方式組合運行。另外，目前大部分調度機構采用“按機組調度”模式，不利于提高機組運行經(jīng)濟性。三是調度機構缺乏經(jīng)濟調度的內在動力和外在壓力。廠網(wǎng)分開后，調度機構更關注電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行，加上缺少量化考核機制，調度機構對節(jié)能減排和經(jīng)濟運行推動力不足。

(五)燃煤機組發(fā)電負荷率普遍偏低

2014年以來華東區(qū)域用電需求增長趨緩，大量基本不參與調峰的跨區(qū)電力送入，為應對調峰壓力和保障受電通道失去后的系統(tǒng)安全而大幅增加備用容量，導致燃煤機組發(fā)電負荷率較低。2014年1-9月，華東區(qū)域各省(市)燃煤機組發(fā)電負荷率基本在67.05%-74.92%之間，上海、江蘇、浙江和華東直調的公用燃煤機組發(fā)電負荷率均較上年同期明顯下降，分別下降了8.78%、6.94%、5.29%和5.15%，特別是上海百萬級機組的負荷率下降了7.22%。華中區(qū)域近幾年受旋轉備用容量安排過大影響，燃煤機組發(fā)電負荷率普遍偏低。2014年1-9月，華中區(qū)域各省(市)燃煤機組發(fā)電負荷率基本在63.21%-73.24%之間。2014年華中和華東區(qū)域公用燃煤電廠發(fā)電負荷率情況見附表三、附表四。

三、監(jiān)管意見

(一)有關電力企業(yè)和電力調度機構應認真貫徹執(zhí)行國家能源政策，充分挖掘節(jié)能減排潛力，完善相關規(guī)章制度

一是有關電網(wǎng)企業(yè)要嚴格落實國家規(guī)劃，按要求推進川渝電網(wǎng)500kv第三通道建設。二是電網(wǎng)企業(yè)要積極改善電網(wǎng)結構，重點增加500kv下網(wǎng)變電容量，減少下網(wǎng)卡口，為大機組多發(fā)電、水電消納創(chuàng)造條件。同時加大配電網(wǎng)、農(nóng)網(wǎng)建設投入，降低電網(wǎng)損耗。三是調度機構要進一步加強電網(wǎng)穩(wěn)定控制措施，優(yōu)化運行方式，充分利用現(xiàn)有輸變電設施，提高重要斷面輸送能力，合理控制旋轉備用容量，探索“按廠調度”的可行性。四是調度機構要充分發(fā)揮大電網(wǎng)優(yōu)勢，加強電網(wǎng)調度的協(xié)調，促進備用容量省間共享、資源(特別是可再生能源)大范圍配置和優(yōu)化利用。五是調度機構應推進經(jīng)濟優(yōu)化調度量化考核機制的建立、完善，完善相關評價指標，如負荷預測準確率、旋轉備用率、發(fā)電負荷率、網(wǎng)損考核等指標，落實考核責任。六是有關發(fā)電企業(yè)要轉變觀念，從服務于國家政策的角度做好企業(yè)內部管理工作，鼓勵下屬發(fā)電企業(yè)跨集團開展發(fā)電權交易和配合做好優(yōu)化調度工作。

(二)完善節(jié)能發(fā)電調度配套措施，進一步發(fā)揮市場配置資源作用

節(jié)能發(fā)電調度試點省份應落實試點相關工作要求，抓緊出臺經(jīng)濟補償辦法，減少行政對節(jié)能發(fā)電調度的干預，保障試點工作正常開展。非試點地區(qū)應進一步發(fā)揮市場在資源配置中的作用，在確保電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行和可靠供電的前提下，鼓勵發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)和電力用戶協(xié)商確定年度合同電量，推動發(fā)電企業(yè)之間按照市場原則開展發(fā)電權交易。

(三)優(yōu)化跨省區(qū)電力分配，完善跨省區(qū)輔助服務補償

建議根據(jù)受電省市經(jīng)濟社會發(fā)展、電網(wǎng)規(guī)模和電力供需形勢的新變化，建立有關各方之間協(xié)調協(xié)商機制，優(yōu)化調整大型水電站跨省區(qū)電力分配方案和調度方式，提高跨省區(qū)送電計劃制定和執(zhí)行的靈活性、適應性，實現(xiàn)水資源利用最大化。結合區(qū)外來電規(guī)劃，合理控制區(qū)內火電項目核準節(jié)奏。加快推進跨省區(qū)送電輔助服務補償機制建立和輔助服務市場建設，鼓勵通過市場機制促進清潔能源消納，減少水火、送受雙方矛盾。放開跨省區(qū)交易上網(wǎng)電價限制，試點跨省區(qū)電力交易峰谷電價改革，推進跨省區(qū)交易市場化運作。

附表一：2014年1-9月華中區(qū)域最小平均旋轉備用率情況(單位：%)

附表二：2014年1-9月華東區(qū)域最小平均旋轉備用率情況(單位：%)

附表三：2014年1-9月華中區(qū)域公用燃煤電廠發(fā)電負荷率情況(單位：%)

附表四：2014年1-9月華東區(qū)域公用燃煤電廠發(fā)電負荷率情況(單位：%)