按照國家能源局《關于印發2014年下半年重點專項監管工作計劃的通知》(國能監管〔2014〕346號)要求，2014年9月至10月，國家能源局組織開展了部分水電基地棄水駐點四川專項監管工作。根據監管情況，形成本報告。

一、基本情況

(一)四川省電力基本概況

四川省作為國家“十二五”規劃的重要能源基地，電源結構以水電為主，是典型的能源輸出省份，具有以下特點：

一是水電裝機比重大。截至2013年底，四川電網全口徑裝機6862.25萬千瓦，水電5266.23萬千瓦，占比76.74%。2014年12月底，水電裝機達到6293萬千瓦，占全省總裝機的比例上升到79.9%。

二是與外部電網聯接緊密。作為重要外送基地，目前四川電網通過“四直四交”分別與華東、西北、華中電網相聯，最大外送能力2660萬千瓦左右。其中向家壩—上海(簡稱復奉)、錦屏—蘇南(簡稱錦蘇)、溪洛渡—浙西(簡稱賓金)等三條±800千伏特高壓直流與華東相聯，德陽—寶雞(簡稱德寶)±500千伏直流與西北相聯，4回500千伏交流與華中(重慶)相聯(簡稱川渝聯絡線)。

三是供需形勢從季節性偏緊轉為總體寬裕。由于四川省豐期水電出力與枯期相差懸殊(2.4：1)，2010-2013年，四川豐枯季節電力供需不平衡矛盾突出，呈現“豐余枯缺”的特點。隨著大批水電機組集中投產，四川發電能力進一步提高，近兩年經濟與電力需求增速的減緩，供需形勢由季節性偏緊轉為總體寬裕，呈現“豐余枯不缺”的新特點。

四是燃煤發電企業經營困難。由于水電機組大量投產，加上以外送為主的大型水電站“留川電量”大量增加，燃煤機組平均利用小時不斷下降，從2010年4387小時，下降到2014年的3448小時，預計今后還將進一步下降，企業經營日趨困難。

五是存在水電季節性棄水現象。由于四川水電資源稟賦，絕大部分水電站調節性能較差，在來水偏豐年份，受負荷日變化影響必然產生調峰棄水。隨著近年來電源結構調整步伐加快，水電機組適度超前發展，今后幾年水電棄水將持續存在。

(二)四川省政府和電力企業為促進水電消納采取的措施

針對近年來豐期水電消納矛盾突出的情況，四川省政府有關部門和電力企業積極采取措施，促進水電消納。

一是大力建設水電送出通道，促進四川水電有效送出。為適應省內水電開發重心西移的新形勢，建成了省內八條500千伏水電集中送出通道，保證在豐水期將超過3000萬千瓦的水電匯集送至負荷中心。積極推進四川跨省區特高壓外送通道建設，建成三回特高壓直流，送電能力得到大幅提升，與±500千伏德寶直流、500千伏黃巖-萬縣雙回交流線路、500千伏洪溝-板橋雙回交流線路，共同構成四川電網與外省的“四交四直”聯網格局，2012、2013年外送電量分別達到342、690億千瓦時， 2014年達到1116.5億千瓦時。

二是加快電網建設，優化電網運行方式，提高水電消納能力。500千伏洪板雙回線路改造于汛前完成，一定程度上緩和了由于川渝斷面南通道重載造成川渝斷面輸送能力下降問題。通過攀枝花地區電網改造，電網支撐電源河門口和攀煤火電廠在豐水期停機備用，增加水電消納空間。500千伏東錦線安全穩定控制策略調整，提高了四川借道錦蘇直流送電能力。利用平水期外送通道空間啟動外送并降低水庫水位運行，增加了水庫蓄能，降低了汛期棄水壓力。

三是四川省政府部門出臺政策，支持水電消納。通過開展自備電廠停發消納富余水電的“替代發電”政策，鼓勵燃煤自備電廠停用，由水電企業替代發電，既緩解了火電經營困難，又促進了富余水電消納。

四是積極開拓區域外消納空間，促進四川水電外送。為盡可能消納四川水電，華東區域發電機組頻繁啟停調峰或長時間調停，壓低本地發電企業上網電量合同完成率，減少當地發電量為消納四川水電騰出電量空間。2014年汛期(6-10月)四川水電送華東電量651.21億千瓦時，同比增長84.9%。

二、棄水情況及原因分析

(一)水電棄水情況

1、2013-2014年棄水情況

據核查統計，2013年四川省調(不含國調廠)水電站共發生調峰棄水損失電量25.8億千瓦時。2014年1-8月四川省省調(不含國調廠)水電站共產生調峰棄水損失電量57.1億千瓦時，四川省2014年全年調峰棄水損失電量96.8億千瓦時，占豐水期水電發電量的14.93%。

專欄：棄水損失電量統計法

目前，國家尚未制定出臺水電棄水損失電量的定義和統計標準。實際工作中，主要由容量棄水損失電量和調峰棄水損失電量兩種統計方法。

容量棄水損失電量法：考慮電站自身因素后，按電站可調出力減去實際出力計算限負荷出力，然后乘以限負荷出力累計小時計算棄水損失電量。南方電網公司區域主要采取此方法。

調峰棄水損失電量法：棄水日水電廠實際最大調度允許出力乘24小時，再減去當日實際發電量，差額部分為調峰棄水損失電量。國家電網公司區域主要采取此方法。

2、2015-2017年棄水電量預計

根據國家能源主管部門初步安排，預計2020年四川省電源裝機總容量為11228萬千瓦，其中水電9100萬千瓦， 2014～2020年預計投產大型水電2839萬千瓦，其中2014～2016年投產1678萬千瓦，占比64%，是四川水電集中投產期。

四川省2015-2020年負荷水平考慮兩類方案：一是線性外推預測方案，即預測2015-2020年四川省最大負荷同比增速略高于2014年實際值(3.3%)，達到4%;二是“十三五”全國電力規劃研究推薦方案， 預計2015年最大負荷達到3950萬千瓦，在此基礎上每年增加7.0%。

根據四川省電力系統平水年棄水電量及豐水期水電空閑容量的平衡預計結果，2015～2020年，四川均將出現不同程度豐期棄水問題。如不考慮任何措施，按照線性外推負荷方案，棄水電量將持續增加，2020年達到最大值，約350億千瓦時，占當年水電發電量的8.64 %。如按照在 “十三五”電力規劃研究推薦方案，2017年是四川省水電棄水最為嚴重的年份，約190-200億千瓦時，占當年水電發電量的5.18-5.45 %。

如通過挖掘現有的外送通道輸電能力，比如向上、溪浙、錦蘇豐期24小時直線運行、利用川渝i、ii交流通道85萬千瓦輸電裕度、德寶直流24小時直線運行等措施，大約可減少四川豐期棄水電量約60-80億千瓦時。如川渝第三通道加快建設，在2016年汛前投產，預計還可減少棄水電量約40-53億千瓦時。

(二)棄水主要原因分析

通過專項監管分析，造成四川水電棄水的主要原因是：水電快速發展與電力需求增長緩慢不匹配，汛期來水偏豐，低谷時段電力系統運行需要水電調峰棄水，現有外送通道能力尚有潛力可挖，局部網架薄弱和特高壓輸送通道能力受限，火電調度運行管理有待進一步優化。

1、水電快速發展與電力需求增長緩慢不匹配

當前，我國正在加快轉變電力發展方式，著力推進電力結構優化和產業升級，四川水電資源豐富，具備集中規模開發條件。“十二五”期間每年有1000萬千瓦以上水電裝機增長，水電呈現集中投產態勢，預計2015年、2020年將分別達到7000萬千瓦和9000萬千瓦。

從電力需求看，四川省售電量增速不高，由“十二五”初的16.4%下降到3.4%，電力供需不能自我平衡。同時作為四川水電消納市場的華中、華東區域，近年來自身平衡能力逐年加強，電力供需處于寬松狀態，外購電力意愿不強，因此，不可避免產生一定程度的棄水。如大渡河流域的瀘定(92萬千瓦)、長河壩(260萬千瓦)、黃金坪(85萬千瓦)在前期論證階段，均送往華東及華中四省區，由于目標消納地負荷增長低于預期，暫時沒有額外電力需求空間，難以規劃確定相應的輸電通道。

2、汛期來水偏豐，低谷時段電力系統運行需要水電調峰棄水

從水電運行特性來看，來水偏豐年份，汛期四川省水電機組具備全天滿發條件，由于低谷時段水電總出力超過負荷需求，在保障電力系統安全運行的前提下，需要水電機組部分時段調峰棄水。因而該時段產生的少量棄水，與水電機組檢修棄水和工程棄水一樣，都是水電運行的正常現象。

3、現有外送通道能力尚有潛力可挖

四川省調和國調通過協調向家壩、溪洛渡電廠開機組合，加快賓金直流建設與投運，在消納四川水電做了大量工作，也取得明顯成效。但通過專項監管發現，如果挖掘通道潛力，部分時段一些線路的輸送能力還可以進一步提高，減少調峰棄水量。

一是復奉直流(設計輸送能力640萬千瓦)2014年6月1-25日平均最大輸送容量僅413萬千瓦，按照復奉、賓金直流輸電系統穩定運行規定，通過變化開機方式，在向家壩水電站增加1-2臺開機的情況下，四川省調度水電機組通過復奉直流平均可增加外送100萬千瓦以上，預計可多送出四川水電約7.6億千瓦時。

二是德寶直流(設計能力300萬千瓦)由于受端西北電網局部斷面受限原因， 在2014年6-8月部分時段輸送功率達不到120萬千瓦的控制能力，少送出四川水電約2.2億千瓦時。如果德寶直流達到設計能力，汛期還可多送出四川水電近65億千瓦時。

三是川渝通道在2014年夏季大方式下，如果通過優化向家壩、溪洛渡等大型國調水電站出力，減少80-100萬千瓦出力，同時增加約100-125萬千瓦的四川省調水電站出力，在保障復奉、賓金直流滿功率送出條件下，川渝通道輸送能力可提高到380萬千瓦，7、8月份可多送出四川水電約6.4億千瓦時。

4、局部網架薄弱和特高壓輸送通道能力受限

一是部分負荷中心網架薄弱。成都等負荷中心地區由于500kv變電容量不足，供電能力滿足不了用戶需求，汛期仍需要火電運行來滿足供電需求。2014年汛期，金堂、江油、東岳等火力發電廠為滿足負荷中心地區供電需求，增加火電發電量18.3億千瓦時。相應造成水電棄水電量18.3億千瓦時。與之類似，部分局部電網如增加調相機等電網調壓手段，需開機的火電機組也可在汛期退出運行，為水電消納騰出空間。

二是地方縣級供電企業的網架有待加強。目前，四川電網除省電力公司外，還有四川水電集團等獨立的地方電網企業，基本上通過110千伏單回線與四川電網相聯。近年來，地方電網的供電區域經濟社會快速發展，供電負荷增長較快，現有的110千伏并網、35千伏為骨架的供電網絡已難以滿足用電需求，迫切需要建設220千伏輸變電工程，但由于項目建設缺乏協調機制，工程遲遲未能建設，制約了當地電力負荷的增長，一定程度影響當地水電的消納。

三是特高壓交流單線工程及運行方式對四川省內水電消納存在制約。長治-南陽-荊門1000千伏特高交流示范工程屬于單項輸電線路，因送電能力受限及送電功率及方向制約，豐水期攀西斷面受限達140萬千瓦。隨著雅礱江流域官地、錦東、錦西等水電站建成投產，預計窩電情況將進一步加劇。對此情況，四川省調年度運行方式報告也進行了反映，并建議國調統籌考慮。

5、火電調度運行管理有待進一步優化

一是部分汛期應停機的火電機組仍運行發電。6-8月豐水期間，除電力系統運行必要的火電機組開機運行外，其余火電機組應停機備用。但通過專項監管發現，應該停機備用的白馬新廠、攀煤火電廠、云潭電廠等5家火電廠仍在并網運行，這些電廠的多發電量相應造成水電的棄水電量，初步計算達到 9.07億千瓦時。

二是電源支撐點火電機組未按最小出力運行。金堂、太白、廣安、戎州、方山等11家電廠作為電網安全運行必要的電源支撐點，汛期開機運行未按照簽訂的并網調度協議明確的最小技術出力 安排發電，多發電量6.21億千瓦時 。

三是火電機組調峰能力不足。作為電源支撐點的11家火電廠，最小技術出力超出行業正常水平，調峰能力只有30-45%，達不到行業調整能力50%的平均水平，其中：60萬千瓦機組在40-45%，低于行業正常水平5-10%;30萬千瓦及20萬千瓦機組在30-43%，低于行業正常水平2-15%。初步估算，6-8月豐水期間增加水電機組棄水電量3.93億千瓦時。

(三)其他問題

1、國家節能發電調度政策執行不到位

四川是節能發電調度試點省，但仍以年度計劃電量形式安排各類機組基礎電量，水電機組電量安排不充分，火電基礎電量一定程度擠占了水電空間。同時，由于沒有制定出臺有效的節能發電補償辦法，火電企業依靠政府計劃給予的部分基礎電量與水電進行替代交易獲得經濟補償，未能完全體現市場機制下的優化和公平。

2、上網側豐枯、峰谷電價政策削峰填谷作用不明顯，影響水電企業收入

四川省發電側執行水電豐枯、峰谷電價政策 。由于各電廠執行的峰谷比例不平衡，以及電廠不能自主安排峰谷出力，峰谷分時電價政策的消峰填谷作用不明顯。水電企業執行豐枯、峰谷電價結果平均電費收入低于國家批復上網電價的收入。經初步統計，2013年四川省內合同電量部分，水電企業減少收入122.91萬元，外送電量部分，水電企業減少收入176439.29萬元。

3、發電權交易行為不規范

2013年起，四川省發電企業之間協商開展發電權替代交易。2013年、2014年四川省電力公司均按照替代方(水電)上網電價(價格較低)予以結算，與國家發電權交易監管規定不符。經初步核實，2013年6-9月與按照被替代方上網電價結算形成價差資金5047萬元，2014年6-8月形成價差資金1.6億元。

4、新建機組調試期部分上網電量未予計量和結算

四川省電力公司未按國家規定對新建機組首次并網后至整套設備調試運行開始時點期間電量進行計量，對發電機組滿負荷啟動試驗(72小時或168小時)調試運行前的電量，不抄表計量，不予結算。初步統計，2009年到2014年8月底，全省共有320臺新建火電和水電機組投產進入商業運營，從抽檢的部分機組看，新建機組在滿負荷啟動試驗之前的調試上網電量未計量，而調度自動化系統顯示機組有發電出力。

三、監管意見

(一)整改要求

1、嚴格執行國家節能發電調度政策，加強調度運行管理

嚴格執行國家《節能發電調度辦法(試行)》。優先調度水電等可再生發電資源。國調、區域網調要加強區域優化和協調，合理調整各區域(省)的發電機組啟停機方式，實現清潔能源在區域和全國范圍內的消納。完善節能發電調度配套政策，平衡和協調各類機組之間的經濟利益。

2、糾正“水火替代”電費結算中不規范行為

四川省電力公司要糾正“水火替代”交易中按替代方(水電)上網電價結算電費的行為，按照被替代方上網電價結算電費。對2013年、2014年“水火替代”交易暫留存的收益，按照發電權交易的相關規定處理，四川能源監管辦負責督促落實。

3、糾正新建機組并網調試期上網電量結算不規范行為

四川省電力公司要嚴格按照國家有關規定，做好發電機組調試電量和商業運營電量的計量，按照國家電價政策結算發電企業調試資金和商業運營電費，對于2009年到2014年之間新建火電和水電機組調試電量進行全面梳理統計。有關發電企業要配合做好機組調試電量統計工作。四川能源監管辦負責督促落實。

(二)監管建議

1、加強水電項目規劃建設與實際用電需求的協調

一是綜合考慮四川水電基地的定位，改變僅以四川一省作為規劃范圍，建立包括重慶等省(市)在內的電力規劃和消納，實現四川水電在更大范圍內的資源配置和消納。

二是以實際用電負荷需求為導向，科學確定發電能力和用電增長關系，以中長期用電合同作為電站核準的前置條件，優化和動態調整四川電力規劃特別是四川水電項目規劃，合理安排水電機組建設、投產時序，避免壓縮工期提前投產。

2、加強電源電網統籌協調，加快外送通道建設

一是加快啟動川渝第三通道建設工作，提升川渝通道總體輸電能力。研究論證四川與西北區域進一步擴大豐枯互濟送電規模的可行性，根據四川水電與甘肅風電之間季節性差異，研究不同類型清潔能源之間的互補性，在切實落實好消納市場的前提下，建設相應的外送通道。

二是優先考慮核準和建設調節性能好的水電項目。面對棄水形勢，適當推遲部分水電站投產時序，優化四川水電自身結構，提高整體調節性能，減少水電豐枯期出力差距。

3、挖掘現有輸電通道能力

四川作為重要外送基地，通過“四直四交”與外部電網相聯，最大設計外送能力2660萬千瓦。國調和四川省調要在保障電網安全可靠運行基礎上，進一步加強輸電線路調度運行研究和管理，通過優化國調省調發電機組開機方式、加強新投產設備運行管理、優化輸電斷面潮流、協調區外受電市場等措施，充分挖掘現有通道資源和輸電設施，提高通道輸送能力，促進水電資源更好消納。

4、加大省內電網建設改造力度

一是加強省內部分負荷中心網架的建設和改造，增強500千伏主網架供電能力，排除網架約束對火電開機方式的依賴，滿足豐水期水電全額輸送負荷中心的要求。推動地方電網與主網協調發展，合理提高地方電網與四川主網的并網電壓等級，提升供電能力，促進水電消納。

二是研究特高壓交流線路與四川電網的相互影響，找出電網薄弱點，及時采取措施，增強1000千伏與500千伏主網架之間的電氣聯系，消除水電送出斷面約束問題。

5、優化火電機組調度運行管理

一是調度機構要優化電網開機方式和發電組合，在豐水期間，合理安排火電機組開機和出力，除為保障電網安全穩定運行和調峰調頻所必需的火電機組開機外，其他火電機組原則上一律不準開機運行，為水電機組提供更大的消納空間。

二是加強火電機組最小技術出力管理，針對棄水期間火電未按最小方式運行問題，要完善相關運行制度，優化水火運行方式。發電企業要進一步加強發電設備改造，切實提高火電機組調峰能力。深化輔助服務補償機制，利用市場規則實現電網調峰需要，提高豐期水電消納能力。

三是根據四川燃煤機組豐水期主要用于負荷備用，季節性出力的特點，建議在水電比重較大的省份實施“兩部制”電價，容量電價用于補償電源建設固定成本，電量電價反映生產運行變動成本。

6、完善價格政策，引入市場機制

一是建議取消四川省發電側峰谷分時電價。盡快出臺節能發電調度經濟補償辦法，平衡和協調各類機組之間的經濟利益。支持火電企業試行兩部制電價，緩解火電企業的經營困難。

二是加快省內電力市場建設，改進和完善現有“水火替代”做法，充分發揮市場主體的積極性。積極參與跨省跨區電能交易，實現水電資源在更大范圍的消納。

7、建立統一的棄水電量統計管理辦法

目前國家層面對水電棄水沒有統一的定義和統計計算辦法，各方理解差異較大，統計和計算方法不一。建議國家能源局制定棄水定義和標準，界定電力系統運行需要的調峰棄水范圍，規范棄水電量的統計和計算。