国家能源局
监管公告
2015年第10号
（总第27号）
水电基地弃水问题驻点四川监管报告
二〇一五年四月
按照国家能源局《关于印发2014年下半年重点专项监管工作计划的通知》（国能监管〔2014〕346号）要求，2014年9月至10月，国家能源局组织开展了部分水电基地弃水驻点四川专项监管工作。根据监管情况，形成本报告。
一、基本情况
（一）四川省电力基本概况
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，具有以下特点：
一是水电装机比重大。截至2013年底，四川电网全口径装机6862.25万千瓦，水电5266.23万千瓦，占比76.74％。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％。
二是与外部电网联接紧密。作为重要外送基地，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（简称复奉）、锦屏—苏南（简称锦苏）、溪洛渡—浙西（简称宾金）等三条±800千伏特高压直流与华东相联，德阳—宝鸡（简称德宝）±500千伏直流与西北相联，4回500千伏交流与华中（重庆）相联（简称川渝联络线）。
三是供需形势从季节性偏紧转为总体宽裕。由于四川省丰期水电出力与枯期相差悬殊（2.4：1），2010-2013年，四川丰枯季节电力供需不平衡矛盾突出，呈现“丰余枯缺”的特点。随着大批水电机组集中投产，四川发电能力进一步提高，近两年经济与电力需求增速的减缓，供需形势由季节性偏紧转为总体宽裕，呈现“丰余枯不缺”的新特点。
四是燃煤发电企业经营困难。由于水电机组大量投产，加上以外送为主的大型水电站“留川电量”大量增加，燃煤机组平均利用小时不断下降，从2010年4387小时，下降到2014年的3448小时，预计今后还将进一步下降，企业经营日趋困难。
五是存在水电季节性弃水现象。由于四川水电资源禀赋，绝大部分水电站调节性能较差，在来水偏丰年份，受负荷日变化影响必然产生调峰弃水。随着近年来电源结构调整步伐加快，水电机组适度超前发展，今后几年水电弃水将持续存在。
（二）四川省政府和电力企业为促进水电消纳采取的措施
针对近年来丰期水电消纳矛盾突出的情况，四川省政府有关部门和电力企业积极采取措施，促进水电消纳。
一是大力建设水电送出通道，促进四川水电有效送出。为适应省内水电开发重心西移的新形势，建成了省内八条500千伏水电集中送出通道，保证在丰水期将超过3000万千瓦的水电汇集送至负荷中心。积极推进四川跨省区特高压外送通道建设，建成三回特高压直流，送电能力得到大幅提升，与±500千伏德宝直流、500千伏黄岩-万县双回交流线路、500千伏洪沟-板桥双回交流线路，共同构成四川电网与外省的“四交四直”联网格局，2012、2013年外送电量分别达到342、690亿千瓦时， 2014年达到1116.5亿千瓦时。
二是加快电网建设，优化电网运行方式，提高水电消纳能力。500千伏洪板双回线路改造于汛前完成，一定程度上缓和了由于川渝断面南通道重载造成川渝断面输送能力下降问题。通过攀枝花地区电网改造，电网支撑电源河门口和攀煤火电厂在丰水期停机备用，增加水电消纳空间。500千伏东锦线安全稳定控制策略调整，提高了四川借道锦苏直流送电能力。利用平水期外送通道空间启动外送并降低水库水位运行，增加了水库蓄能，降低了汛期弃水压力。
三是四川省政府部门出台政策，支持水电消纳。通过开展自备电厂停发消纳富余水电的“替代发电”政策，鼓励燃煤自备电厂停用，由水电企业替代发电，既缓解了火电经营困难，又促进了富余水电消纳。
四是积极开拓区域外消纳空间，促进四川水电外送。为尽可能消纳四川水电，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。2014年汛期（6-10月）四川水电送华东电量651.21亿千瓦时，同比增长84.9%。
二、弃水情况及原因分析
（一）水电弃水情况
1、2013-2014年弃水情况
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。2014年1-8月四川省省调（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，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%。
专栏：弃水损失电量统计法
目前，国家尚未制定出台水电弃水损失电量的定义和统计标准。实际工作中，主要由容量弃水损失电量和调峰弃水损失电量两种统计方法。
容量弃水损失电量法：考虑电站自身因素后，按电站可调出力减去实际出力计算限负荷出力，然后乘以限负荷出力累计小时计算弃水损失电量。南方电网公司区域主要采取此方法。
调峰弃水损失电量法：弃水日水电厂实际最大调度允许出力乘24小时，再减去当日实际发电量，差额部分为调峰弃水损失电量。国家电网公司区域主要采取此方法。
2、2015-2017年弃水电量预计
根据国家能源主管部门初步安排，预计2020年四川省电源装机总容量为11228万千瓦，其中水电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，占比64%，是四川水电集中投产期。
四川省2015-2020年负荷水平考虑两类方案：一是线性外推预测方案，即预测2015-2020年四川省最大负荷同比增速略高于2014年实际值（3.3%），达到4%；二是“十三五”全国电力规划研究推荐方案， 预计2015年最大负荷达到3950万千瓦，在此基础上每年增加7.0%。
根据四川省电力系统平水年弃水电量及丰水期水电空闲容量的平衡预计结果，2015～2020年，四川均将出现不同程度丰期弃水问题。如不考虑任何措施，按照线性外推负荷方案，弃水电量将持续增加，2020年达到最大值，约350亿千瓦时，占当年水电发电量的8.64 %。如按照在 “十三五”电力规划研究推荐方案，2017年是四川省水电弃水最为严重的年份，约190-200亿千瓦时，占当年水电发电量的5.18-5.45 %。
如通过挖掘现有的外送通道输电能力，比如向上、溪浙、锦苏丰期24小时直线运行、利用川渝I、II交流通道85万千瓦输电裕度、德宝直流24小时直线运行等措施，大约可减少四川丰期弃水电量约60-80亿千瓦时。如川渝第三通道加快建设，在2016年汛前投产，预计还可减少弃水电量约40-53亿千瓦时。
（二）弃水主要原因分析
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。
2、汛期来水偏丰，低谷时段电力系统运行需要水电调峰弃水
从水电运行特性来看，来水偏丰年份，汛期四川省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。
3、现有外送通道能力尚有潜力可挖
四川省调和国调通过协调向家坝、溪洛渡电厂开机组合，加快宾金直流建设与投运，在消纳四川水电做了大量工作，也取得明显成效。但通过专项监管发现，如果挖掘通道潜力，部分时段一些线路的输送能力还可以进一步提高，减少调峰弃水量。
一是复奉直流（设计输送能力640万千瓦）2014年6月1-25日平均最大输送容量仅413万千瓦，按照复奉、宾金直流输电系统稳定运行规定，通过变化开机方式，在向家坝水电站增加1-2台开机的情况下，四川省调度水电机组通过复奉直流平均可增加外送100万千瓦以上，预计可多送出四川水电约7.6亿千瓦时。
二是德宝直流（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。
三是川渝通道在2014年夏季大方式下，如果通过优化向家坝、溪洛渡等大型国调水电站出力，减少80-100万千瓦出力，同时增加约100-125万千瓦的四川省调水电站出力，在保障复奉、宾金直流满功率送出条件下，川渝通道输送能力可提高到380万千瓦，7、8月份可多送出四川水电约6.4亿千瓦时。
4、局部网架薄弱和特高压输送通道能力受限
一是部分负荷中心网架薄弱。成都等负荷中心地区由于500kV变电容量不足，供电能力满足不了用户需求，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。与之类似，部分局部电网如增加调相机等电网调压手段，需开机的火电机组也可在汛期退出运行，为水电消纳腾出空间。
二是地方县级供电企业的网架有待加强。目前，四川电网除省电力公司外，还有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。近年来，地方电网的供电区域经济社会快速发展，供电负荷增长较快，现有的110千伏并网、35千伏为骨架的供电网络已难以满足用电需求，迫切需要建设220千伏输变电工程，但由于项目建设缺乏协调机制，工程迟迟未能建设，制约了当地电力负荷的增长，一定程度影响当地水电的消纳。
三是特高压交流单线工程及运行方式对四川省内水电消纳存在制约。长治-南阳-荆门1000千伏特高交流示范工程属于单项输电线路，因送电能力受限及送电功率及方向制约，丰水期攀西断面受限达140万千瓦。随着雅砻江流域官地、锦东、锦西等水电站建成投产，预计窝电情况将进一步加剧。对此情况，四川省调年度运行方式报告也进行了反映，并建议国调统筹考虑。
5、火电调度运行管理有待进一步优化
一是部分汛期应停机的火电机组仍运行发电。6-8月丰水期间，除电力系统运行必要的火电机组开机运行外，其余火电机组应停机备用。但通过专项监管发现，应该停机备用的白马新厂、攀煤火电厂、云潭电厂等5家火电厂仍在并网运行，这些电厂的多发电量相应造成水电的弃水电量，初步计算达到 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家电厂作为电网安全运行必要的电源支撑点，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，最小技术出力超出行业正常水平，调峰能力只有30－45％，达不到行业调整能力50%的平均水平，其中：60万千瓦机组在40－45％，低于行业正常水平5-10%；30万千瓦及20万千瓦机组在30-43％，低于行业正常水平2-15%。初步估算，6-8月丰水期间增加水电机组弃水电量3.93亿千瓦时。
（三）其他问题
1、国家节能发电调度政策执行不到位
四川是节能发电调度试点省，但仍以年度计划电量形式安排各类机组基础电量，水电机组电量安排不充分，火电基础电量一定程度挤占了水电空间。同时，由于没有制定出台有效的节能发电补偿办法，火电企业依靠政府计划给予的部分基础电量与水电进行替代交易获得经济补偿，未能完全体现市场机制下的优化和公平。
2、上网侧丰枯、峰谷电价政策削峰填谷作用不明显，影响水电企业收入
四川省发电侧执行水电丰枯、峰谷电价政策 。由于各电厂执行的峰谷比例不平衡，以及电厂不能自主安排峰谷出力，峰谷分时电价政策的消峰填谷作用不明显。水电企业执行丰枯、峰谷电价结果平均电费收入低于国家批复上网电价的收入。经初步统计，2013年四川省内合同电量部分，水电企业减少收入122.91万元，外送电量部分，水电企业减少收入176439.29万元。
3、发电权交易行为不规范
2013年起，四川省发电企业之间协商开展发电权替代交易。2013年、2014年四川省电力公司均按照替代方（水电）上网电价（价格较低）予以结算，与国家发电权交易监管规定不符。经初步核实，2013年6-9月与按照被替代方上网电价结算形成价差资金5047万元，2014年6-8月形成价差资金1.6亿元。
4、新建机组调试期部分上网电量未予计量和结算
四川省电力公司未按国家规定对新建机组首次并网后至整套设备调试运行开始时点期间电量进行计量，对发电机组满负荷启动试验（72小时或168小时）调试运行前的电量，不抄表计量，不予结算。初步统计，2009年到2014年8月底，全省共有320台新建火电和水电机组投产进入商业运营，从抽检的部分机组看，新建机组在满负荷启动试验之前的调试上网电量未计量，而调度自动化系统显示机组有发电出力。
三、监管意见
（一）整改要求
1、严格执行国家节能发电调度政策，加强调度运行管理
严格执行国家《节能发电调度办法（试行）》。优先调度水电等可再生发电资源。国调、区域网调要加强区域优化和协调，合理调整各区域（省）的发电机组启停机方式，实现清洁能源在区域和全国范围内的消纳。完善节能发电调度配套政策，平衡和协调各类机组之间的经济利益。
2、纠正“水火替代”电费结算中不规范行为
四川省电力公司要纠正“水火替代”交易中按替代方（水电）上网电价结算电费的行为，按照被替代方上网电价结算电费。对2013年、2014年“水火替代”交易暂留存的收益，按照发电权交易的相关规定处理，四川能源监管办负责督促落实。
3、纠正新建机组并网调试期上网电量结算不规范行为
四川省电力公司要严格按照国家有关规定，做好发电机组调试电量和商业运营电量的计量，按照国家电价政策结算发电企业调试资金和商业运营电费，对于2009年到2014年之间新建火电和水电机组调试电量进行全面梳理统计。有关发电企业要配合做好机组调试电量统计工作。四川能源监管办负责督促落实。
（二）监管建议
1、加强水电项目规划建设与实际用电需求的协调
一是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。
二是以实际用电负荷需求为导向，科学确定发电能力和用电增长关系，以中长期用电合同作为电站核准的前置条件，优化和动态调整四川电力规划特别是四川水电项目规划，合理安排水电机组建设、投产时序，避免压缩工期提前投产。
2、加强电源电网统筹协调，加快外送通道建设
一是加快启动川渝第三通道建设工作，提升川渝通道总体输电能力。研究论证四川与西北区域进一步扩大丰枯互济送电规模的可行性，根据四川水电与甘肃风电之间季节性差异，研究不同类型清洁能源之间的互补性，在切实落实好消纳市场的前提下，建设相应的外送通道。
二是优先考虑核准和建设调节性能好的水电项目。面对弃水形势，适当推迟部分水电站投产时序，优化四川水电自身结构，提高整体调节性能，减少水电丰枯期出力差距。
3、挖掘现有输电通道能力
四川作为重要外送基地，通过“四直四交”与外部电网相联，最大设计外送能力2660万千瓦。国调和四川省调要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，通过优化国调省调发电机组开机方式、加强新投产设备运行管理、优化输电断面潮流、协调区外受电市场等措施，充分挖掘现有通道资源和输电设施，提高通道输送能力，促进水电资源更好消纳。
4、加大省内电网建设改造力度
一是加强省内部分负荷中心网架的建设和改造，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。推动地方电网与主网协调发展，合理提高地方电网与四川主网的并网电压等级，提升供电能力，促进水电消纳。
二是研究特高压交流线路与四川电网的相互影响，找出电网薄弱点，及时采取措施，增强1000千伏与500千伏主网架之间的电气联系，消除水电送出断面约束问题。
5、优化火电机组调度运行管理
一是调度机构要优化电网开机方式和发电组合，在丰水期间，合理安排火电机组开机和出力，除为保障电网安全稳定运行和调峰调频所必需的火电机组开机外，其他火电机组原则上一律不准开机运行，为水电机组提供更大的消纳空间。
二是加强火电机组最小技术出力管理，针对弃水期间火电未按最小方式运行问题，要完善相关运行制度，优化水火运行方式。发电企业要进一步加强发电设备改造，切实提高火电机组调峰能力。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。
三是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，建议在水电比重较大的省份实施“两部制”电价，容量电价用于补偿电源建设固定成本，电量电价反映生产运行变动成本。
6、完善价格政策，引入市场机制
一是建议取消四川省发电侧峰谷分时电价。尽快出台节能发电调度经济补偿办法，平衡和协调各类机组之间的经济利益。支持火电企业试行两部制电价，缓解火电企业的经营困难。
二是加快省内电力市场建设，改进和完善现有“水火替代”做法，充分发挥市场主体的积极性。积极参与跨省跨区电能交易，实现水电资源在更大范围的消纳。
7、建立统一的弃水电量统计管理办法
目前国家层面对水电弃水没有统一的定义和统计计算办法，各方理解差异较大，统计和计算方法不一。建议国家能源局制定弃水定义和标准，界定电力系统运行需要的调峰弃水范围，规范弃水电量的统计和计算。