為貫徹落實國家節能減排政策，促進可再生能源消納，提高燃煤發電機組負荷率，實現資源優化利用，2014年9-11月，國家能源局組織華中和華東區域各派出機構，開展了節能減排發電調度專項監管工作。根據監管情況，形成本報告。
一、基本情況
截至2014年9月底，華中和華東區域發電裝機容量分別為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，華中和華東區域最大負荷分別為15052萬千瓦和 21296.7萬千瓦。華中電網是全國電力聯網樞紐，分別與華東、華北、西北、南方電網相聯，其中與華東電網聯系最為緊密，目前雙方最大送受電能力達到3180萬千瓦。華中區域水電裝機比重大，豐枯季節性矛盾突出，豐水期大量富余水電需要跨區送出。華東電網是全國用電量最大的區域電網，火電裝機比重大，用電負荷峰谷差較大。近年來，華東區域用電量增速放緩，華東區域火電企業降低發電利用小時，壓低機組負荷率，減少本地發電空間，為消納四川水電等區外來電作出了較大貢獻。2014年1-9月，上海、浙江電網受進電量占當地統調用電量的比例均超過30%。
從此次專項監管情況看，華中和華東兩大區域基本能夠按照節能減排政策要求，通過發揮互聯電網作用，積極采取措施，實現水電等清潔能源較好利用，減少了煤炭消耗，促進了電力行業節能減排。
（一）通過優先調度和優化調度提高清潔能源利用效率
各省（市）通過優先調度水、核、風、光等清潔能源發電和加強優化調度工作，進一步提高了清潔能源利用效率。2014年1-9月，華中區域實現了除四川水電以外的清潔能源發電全額上網；華東區域核電機組基本能夠滿發，沒有發生棄風棄光情況。
專欄1：華中區域積極開展流域梯級水電站優化調度工作
在監管機構、調度機構、發電企業的多方努力下，華中區域建立了烏江、嘉陵江重慶段、清江、沅水、資水、澧水等流域梯級水電站優化調度機制，在調度機構、上下游水電站之間實現了水情、發電計劃安排、實際發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，通過梯級水電站聯合優化調度，重慶烏江流域兩座水電站增發電量9.2億千瓦時；湖南沅水、資水、澧水流域實現節水增發電量31億千瓦時。
（二）通過跨省跨區交易促進水電大范圍消納利用
近幾年來，四川水電快速發展，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％。華東區域上海、江蘇、浙江等省（市）通過跨區交易消納華中區域水電明顯增加，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保火電機組利用效率
各省（市）基本按照火電機組容量大小制定差別發電量計劃，通過開展發電權交易、機組輪停、優化組合和省間備用容量共享等措施促進節能發電調度工作，一定程度上提高了高效環保大機組的利用率。2014年1-9月，華中區域100萬千瓦級火電機組發電利用小時數比60萬千瓦級機組多40-450小時，發電負荷率平均高5.74%；60萬千瓦級機組比30萬千瓦級機組多26-919小時，發電負荷率平均高1.12%。華東區域100萬千瓦級火電機組發電利用小時數比60萬千瓦級機組多166-478小時，發電負荷率平均高3.17%；60萬千瓦級機組比30萬千瓦級機組多55-676小時，發電負荷率平均高2.46%。
專欄2：各省（市）采取有效措施推進節能發電調度
2014年3月華東區域調度機構修訂了《華東電網運行備用調度管理規定》，實現備用共享、全網分攤，優化全網運行方式。浙江、福建省調研究出臺燃煤發電機組有序調停管理辦法，提高發電企業綜合效益。河南省調制定月度火電機組輪停備用方案，實時調度中按照節能減排原則優化和調整機組運行。
專欄3：不斷推進發電權交易引領節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電工作，進一步促進了節能減排工作深入開展。2011-2013年發電權交易電量，華中區域分別為146.09、201.36和226.57億千瓦時，華東區域分別為457.54、322.29和367.43億千瓦時。2014年1-9月，江蘇省發電權交易電量達到116.69億千瓦時，100萬千瓦與30萬千瓦火電機組發電利用小時數級差進一步擴大到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損耗
近年來，國家電網公司通過加強無功分層管理、推進容性無功補償裝置配置、加強系統潮流考核等方式，有效控制了電網損耗，提高了電能質量。華中區域有關電網企業根據自身特點，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，近幾年華中區域500kv以上輸電線路線損率保持在0.75%左右，華東區域500kv以上輸電線路線損率保持在0.80%左右。
二、存在問題
此次專項監管發現，有關省（市）還存在節能發電調度試點政策落實不到位、部分電力項目建設不協調、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、機組發電負荷率偏低等主要問題，影響了節能減排效果發揮。
（一）節能發電調度試點政策落實不到位
節能發電調度要求按照節能、經濟的原則，優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電。江蘇、河南、四川三個節能調度試點省份一直未配套出臺相應經濟補償辦法，又缺乏相應的市場機制，使得開展節能發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電權交易的形式實施節能發電調度，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，節能減排效果大打折扣。四川省節能發電調度政策調整后，火電機組按照發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調、個別項目規劃未落實
一是電網與電源規劃建設不協調。部分電源項目因送出工程滯后無法及時上網發電，“缺電”和“窩電”并存，棄水、資源錯置、配置效率低下時常發生。二是跨區輸電線路與受電區域電網項目建設不同步。大功率跨區輸電線路需要配套建設或改造受電區域的潮流疏散通道，但目前華東電網建設仍存在“送得進、疏散難”的現象，直接影響了華東電網部分機組運行經濟性。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500kv第三聯絡通道至今未開工建設。四是部分電網建設重輸電輕配電和農網，存在單線單變供電、供電半徑過長問題；部分電網無功補償配置不均衡，無功流動和穿越較大，加上缺乏網損標準和系統潮流優化力度不大，網損難以進一步下降。
專欄4：四川水電外送通道建設嚴重滯后水電裝機發展
近幾年四川水電裝機快速發展，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：湖南電網網架結構不能很好適應節能發電調度新要求
湖南電網60萬千瓦火電機組大多接入500kv電網，30萬千瓦火電機組大多接入220kv電網且處于負荷中心，由于500kv下網變電能力不足和部分輸電斷面卡口，大機組發電出力經常受限，大小機組發電利用小時倒掛現象時有發生。
專欄6：電網建設不協調影響了浙江省火電機組發電負荷率
賓金直流跨區線路與浙福跨省線路建設不協調，賓金直流比浙福跨省線路早半年時間投產，為滿足線路輸送功率不超穩定限額，浙江電網實際分三片運行并分片預留備用，分區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電量，計劃制定存在不透明、不公平等問題，沒有充分體現高效環保機組年計劃利用小時數明顯高于其他機組的要求，與節能發電調度要求差距較大。二是國家電網公司以年度計劃形式下達跨省跨區電能交易任務，且經常剛性執行，不隨供需形勢變化，往往造成受電地區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而限制消納省外水電。四是現有計劃電量體制下, 發電企業從經營策略考慮，為獲得潛在增發電量，寧愿機組低負荷掛網運行，也不愿停機備用以提高發電負荷率。
專欄7：部分計劃、行政方式影響節能減排
1. 2014年，湖南省在年度發電計劃制定與執行過程中，加入發電計劃指標與地方煤掛鉤等條件；湖北省對個別發電企業執行差別政策，個別60萬千瓦機組年計劃發電利用小時高出同類型機組300小時，接近100萬千瓦機組年發電利用小時；河南省近三年年度計劃電量制定與實際發電偏差大，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”原則安排發電計劃。
2.河南省、湖北省發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行。
3.2014年，四川省政府有關部門要求按照替代方上網電價結算，違反發電權交易相關規定。
（四）電力調度運行管理有待進一步加強
一是電網旋轉備用容量安排普遍較大。按照《電力系統技術導則》，旋轉備用容量應控制在最大發電負荷的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電進度平衡，對科學調度、經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濟性。三是調度機構缺乏經濟調度的內在動力和外在壓力。廠網分開后，調度機構更關注電網安全穩定運行，加上缺少量化考核機制，調度機構對節能減排和經濟運行推動力不足。
（五）燃煤機組發電負荷率普遍偏低
2014年以來華東區域用電需求增長趨緩，大量基本不參與調峰的跨區電力送入，為應對調峰壓力和保障受電通道失去后的系統安全而大幅增加備用容量，導致燃煤機組發電負荷率較低。2014年1-9月，華東區域各省（市）燃煤機組發電負荷率基本在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％。華中區域近幾年受旋轉備用容量安排過大影響，燃煤機組發電負荷率普遍偏低。2014年1-9月，華中區域各省（市）燃煤機組發電負荷率基本在63.21%-73.24%之間。2014年華中和華東區域公用燃煤電廠發電負荷率情況見附表三、附表四。
三、監管意見
（一）有關電力企業和電力調度機構應認真貫徹執行國家能源政策，充分挖掘節能減排潛力，完善相關規章制度
一是有關電網企業要嚴格落實國家規劃，按要求推進川渝電網500kv第三通道建設。二是電網企業要積極改善電網結構，重點增加500kv下網變電容量，減少下網卡口，為大機組多發電、水電消納創造條件。同時加大配電網、農網建設投入，降低電網損耗。三是調度機構要進一步加強電網穩定控制措施，優化運行方式，充分利用現有輸變電設施，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揮大電網優勢，加強電網調度的協調，促進備用容量省間共享、資源（特別是可再生能源）大范圍配置和優化利用。五是調度機構應推進經濟優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、發電負荷率、網損考核等指標，落實考核責任。六是有關發電企業要轉變觀念，從服務于國家政策的角度做好企業內部管理工作，鼓勵下屬發電企業跨集團開展發電權交易和配合做好優化調度工作。
（二）完善節能發電調度配套措施，進一步發揮市場配置資源作用
節能發電調度試點省份應落實試點相關工作要求，抓緊出臺經濟補償辦法，減少行政對節能發電調度的干預，保障試點工作正常開展。非試點地區應進一步發揮市場在資源配置中的作用，在確保電力系統安全穩定運行和可靠供電的前提下，鼓勵發電企業、電網企業和電力用戶協商確定年度合同電量，推動發電企業之間按照市場原則開展發電權交易。
（三）優化跨省區電力分配，完善跨省區輔助服務補償
建議根據受電省市經濟社會發展、電網規模和電力供需形勢的新變化，建立有關各方之間協調協商機制，優化調整大型水電站跨省區電力分配方案和調度方式，提高跨省區送電計劃制定和執行的靈活性、適應性，實現水資源利用最大化。結合區外來電規劃，合理控制區內火電項目核準節奏。加快推進跨省區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。放開跨省區交易上網電價限制，試點跨省區電力交易峰谷電價改革，推進跨省區交易市場化運作。
附表一：2014年1-9月華中區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月華中區域公用燃煤電廠發電負荷率情況（單位：%）
附表四：2014年1-9月華東區域公用燃煤電廠發電負荷率情況（單位：%）
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