华东、华中煤电负荷率普遍偏低

6月12日，国家能源局发布《华中华东区域节能减排发电调度专项监管报告》(以下简称《报告》)显示，华东、华中区域燃煤机组发电负荷率普遍偏低。

 

 

 

 

从华东区域看，2014年以来华东区域用电需求增长趋缓，大量基本不参与调峰的跨区电力送入，为应对调峰压力和保障受电通道失去后的系统安全而大幅增加备用容量，导致燃煤机组发电负荷率较低。数据显示，2014年1-9月，华东区域各省(市)燃煤机组发电负荷率基本在67.05%-74.92%之间(见图一)，上海、江苏、浙江和华东直调的公用燃煤机组发电负荷率均较上年同期明显下降，分别下降了8.78%、6.94%、5.29%和5.15%，特别是上海百万级机组的负荷率下降了7.22%。

而华中区域近几年受旋转备用容量安排过大影响，燃煤机组发电负荷率普遍偏低。数据显示，2014年1-9月，华中区域各省(市)燃煤机组发电负荷率基本在63.21%-73.24%之间(见图二)。

据了解，旋转备用率的高低是火电机组负荷率高低的主要决定因素。按照《电力系统技术导则》，旋转备用容量应控制在最大发电负荷的2%—5%。目前，华中和华东区域各省市的旋转备用率大部分时段超过5%的最高标准。

据统计，2014年1-9月，华中区域100万千瓦级火电机组发电利用小时数比60万千瓦级机组多40-450小时，发电负荷率平均高5.74%;60万千瓦级机组比30万千瓦级机组多26-919小时，发电负荷率平均高1.12%。华东区域100万千瓦级火电机组发电利用小时数比60万千瓦级机组多 166-478小时，发电负荷率平均高3.17%;60万千瓦级机组比30万千瓦级机组多55-676小时，发电负荷率平均高2.46%。

《报告》称，各省(市)基本按照火电机组容量大小制定差别发电量计划，通过开展发电权交易、机组轮停、优化组合和省间备用容量共享等措施促进节能发电调度工作，一定程度上提高了高效环保大机组的利用率。

但是《报告》表示，这两个地区依然存在部分计划方式配置资源不合理的现象：一是目前各省年度计划方式分配上网电量，计划制定存在不透明、不公平等问题，没有充分体现高效环保机组年计划利用小时数明显高于其他机组的要求，与节能发电调度要求差距较大;二是国家电网公司以年度计划形式下达跨省跨区电能交易任务，且经常刚性执行，不随供需形势变化，往往造成受电地区火电机组深度调峰或水电弃水;三是市场交易过程中政府干预过多，部分省在发电权交易对象、电量方面存在行政审批，部分省为保护本省火电企业而限制消纳省外水电;四是现有计划电量体制下, 发电企业从经营策略考虑，为获得潜在增发电量，宁愿机组低负荷挂网运行，也不愿停机备用以提高发电负荷率。

《报告》特别指出，2014年，湖南省在年度发电计划制定与执行过程中，加入发电计划指标与地方煤挂钩等条件;湖北省对个别发电企业执行差别政策，个别60万千瓦机组年计划发电利用小时高出同类型机组300小时，接近100万千瓦机组年发电利用小时;河南省近三年年度计划电量制定与实际发电偏差大，计划调整频繁 (2013年调整9次)，对供热机组不能按照“以热定电”原则安排发电计划。

针对发现的问题，《报告》也提出了相关监管意见，一是有关电力企业和电力调度机构应认真贯彻执行国家能源政策，充分挖掘节能减排潜力，完善相关规章制度;二是完善节能发电调度配套措施，进一步发挥市场配置资源作用;三是优化跨省区电力分配，完善跨省区辅助服务补偿。