能源局公布2015年全国电力调度交易与市场秩序监管报告

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为进一步规范电力调度交易工作,维护电力市场秩序,按照《国家能源局关于印发2015年市场监管重点专项监管工作计划的通知》(国能监管〔2015〕183号)部署,2015年6月至7月,国家能源局组织各派出机构开展了全国电力调度交易与市场秩序专项监管。本次监管时间范围为2014年1月1日至2015年6月30日,覆盖了我国境内除西藏外的全部省份(直辖市、自治区),涉及300余家电网企业、发电企业以及电力用户。各派出机构通过对相关数据汇总分析、与电力企业座谈、询问有关人员、调阅资料、调取调度自动化系统(EMS)和“两个细则”(《并网发电厂辅助服务管理实施细则》与《发电厂并网运行管理实施细则》)技术支持系统历史数据以及使用电力系统专业分析工具(PSASP软件)计算等方式,对相关企业进行了检查。在对各派出机构监管情况的汇总、分析、提炼以及与电力企业沟通基础之上,形成本报告。

截至2014年底,全国全口径发电装机容量13.6亿千瓦,同比增长8.7%;220千伏及以上输电线千伏及以上公用变设备容量30.3亿千伏安,同比增长8.8%;2014年全国发电量5.55万亿千瓦时,同比增长3.6%,6000千瓦及以上发电机组平均利用小时数4286小时,同比降低235小时。

2014年,全国省级及以上统调机组上网电量4.27万亿千瓦时,江苏、广东以及山东统调机组上网电量位居前三,具体情况见图1-1。

2014年,全国共备案电力交易合同5030份;全国41家省级及以上电网企业应向发电企业支付合同费用1.8651万亿元,实际支付1.8646万亿元,电费结算率99.98%。实际电费结算中,承兑汇票占全部实付电费的5.97%,其中:国家电网系统6.31%,南方电网系统0.33%,内蒙古电力(集团)公司45.09%。内蒙(蒙西地区)、宁夏、青海、甘肃省电力公司支付给电厂承兑汇票占总电费的比例超过40%。具体见图1-2。

2014年,全国范围内电力调度机构总体上能够按照公平、透明的原则安排电力生产,不断优化电网运行方式,披露和公开相关信息,较好地完成了电力生产组织任务,确保了电网安全稳定运行。

2014年,宾金直流760万千瓦满送浙江电网后,浙江电网系统旋转备用需求剧增,华东电网公司出台了《华东电网运行备用调度管理规定(试行)》(华东调〔2014〕91号),在国内建立了首个区域级的系统旋转备用共享机制,很大程度上降低了浙江电网需要承担的旋转备用。在2015年上半年发生的宾金单极闭锁和另一极紧急降功率运行故障事件中,宾金直流损失功率近600万千瓦,由于华东电网互济功能充分发挥,浙江拉闸限电得以避免。

2014年,全国省级及以上新增统调发电装机容量8403万千瓦(见图1-3),其中新疆统调、国网统调、浙江统调新增机组居前三。全年形成新增机组调试期电量差额资金约15.72亿元。

2014年,全国电力直接交易合同电量为1516亿千瓦时,实际执行1493.2亿千瓦时,完成率98.5%,其中蒙西、广东、山西统调机组的实际电力交易电量位居全国前三,分别达到361亿千瓦时、151.6亿千瓦时、121亿千瓦时。具体情况见图1-4。

2014年,全国跨省区交易电量达到8842亿千瓦时。其中,计划安排和地方政府间协议仍是确定跨省(区)交易电量和交易价格的主要形式。

2014年,全国发电权交易电量1237.5亿千瓦时,其中江苏、浙江、辽宁的发电权交易电量位居全国前三,具体见图1-5。

2014年度全国省级及以上统调发电企业辅助服务补偿交易费用30.36亿元,华北、山西、陕西位居全国前三,详见图1-6。

2014年全国共有105家电厂年度基数电量计划完成率超过年度计划的3%,部分基数合同完成率相差较大,其中甘肃、云南、黑龙江合同执行率均方差(均方差是差异性的一种表示,均方差越大,表示差异越显著)居全国前列。

近年来,我国“三北”、“西南”地区出现较为严重的弃风、弃光、弃水、弃核问题,且日益突出;与此同时,大型、高效燃煤机组调峰任务增多,利用小时逐年下降,开机负荷率也明显降低,主要体现在以下几个方面:

目前,我国大部分调度独立控制区按行政区划设置;同时,个别长期一体化运行的区域,出现了发电调度运行“化区域为省”的现象,导致出现负荷峰谷互补能力有所降低、备用容量和调频需求增加、电网运行难度增加、资源优化配置能力下降等问题。

建国后,京津唐电网长期为统一调度区。2009年,华北电网公司根据国家电网公司要求调整了调度管辖范围,天津市电力公司独立制定日发电计划。京津唐地区电力系统运行出现了调频备用等辅助服务需求增加、省间联络线控制难度加大等问题。从实际运行情况来看,天津电网2014年被取消独立控制区205次,其中冬季供热期123次,以满足冀北风电夜间消纳、京津唐全区系统备用、天津电网发电厂检修试验等需求。

当前电力调度普遍采用分调度区独立的原则安排旋转备用,除华东进行区域旋转备用共享尝试外,其他区域普遍没有统一按照区域预留旋转备用,现有大电网互联互济的作用未能充分发挥。在分省备用的情况下,不少省份实际旋转备用偏高。

1.2014年1月10日,河南省电网旋转备用率20.9%;2015年1月10日,河南省电网旋转备用率19.2%。

2.江苏省电网2015年2、3月份平均旋转备用率分别为10.90%与9.50%。

有偿调峰等辅助服务缺乏市场定价机制,机组电力的价值难以有效体现。近阶段,新建机组以发电量最大化为目标,长远上看削弱了电网调峰能力,降低了电力系统运行效率。

四川为水电大省,需要大量调峰电源,但是经济激励措施不够,燃煤机组调峰缺乏积极性。2014年,实际运行中燃煤机组最低负荷均高于50%,不及行业一般水平,间接影响了水电消纳。

为保证电力系统安全、稳定、经济运行,各有关部门依据法律法规制定了系统的标准、规程、规范性文件,但部分电力调度机构管理不够规范。

部分电力调度机构对电量合同约定重视不足,中长期合同执行偏差大。蒙西、宁夏等地,部分年度合同执行完成率偏差超2%,违反了《国家发改委关于加强和改进发电运行调节管理的指导意见》(发改运行〔2014〕985号)和《关于学习贯彻国家发改委关于加强和改进发电运行调节管理的指导意见有关要求的通知》(国能综监管〔2014〕567号)等文件要求。

1.2014年蒙西电网主要公用电厂合同执行完成率偏离计划2%的情形较为普遍。完成率最高的丰镇发电厂、汇能蒙南发电厂分别完成调控目标的140.91%、105.24%;完成率最低的北方临河热电厂、京泰电厂分别完成调控目标的80.92%、86.92%。

2.宁夏电网常规燃煤机组基数合同完成率均方差达到了24%,各个电厂之间差别较大。22个电厂中有3个电厂基数合同完成率超过120。


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