影響火電機組發電負荷率的五大因素

2011年至2014年9月，華中區域六省市火電機組平均發電負荷率總體介于70%~75%之間。其中，河南71%~72%;湖北72%~78%;湖南69%~81%;江西67%~70%;四川63%~72%;重慶68%~77%。湖北、湖南、河南、重慶相對較高，基本在70%以上，江西和四川相對較低，四年有三年低于70%。

從數據上看，火電機組發電負荷率普遍不高，特別是江西和四川。下面，筆者結合此次工作開展情況，重點談談用電負荷率、火電旋轉備用率、富余水電消納、抽水蓄能電站利用、火電機組啟停調峰等方面對火電機組發電負荷率的影響。

用電負荷率的影響。

通常用電負荷率越高，火電發電負荷率越高，用電負荷率越低，火電機組調峰任務越重，發電負荷率越低。

2011年至2014年9月，河南省平均用電負荷率最高，在87%~88%之間，湖北在82%~86%之間;四川在80%~81%之間，重慶在82~84%之間，江西省最低，除2011年為82%外，其他年份均在78~79%之間。除河南和四川外，其他省市火電機組發電負荷率高低排序與發電負荷率高低排序一致。河南是因為自備電廠太多，四川是富余水電太多。

分析湖北、江西、重慶近三年用電負荷率與火電機組發電負荷率走勢，可以清晰看出兩者之間的相關性。一般在汛初(如5、6月份)和汛末(如9、10月份)等用電負荷相對較輕而來水相對較好的階段，火電機組發電負荷率與用電負荷率走勢一致性較差，火電發電負荷率一般較低。而在其他時段，總體來看，火電機組發電負荷率與平均用電負荷率有較高的相關性。

火電機組旋轉備用率的影響。

旋轉備用容量是為了平衡電網負荷波動與負荷預計誤差而留的備用容量。按照《電力系統技術導則》，旋轉備用率應控制在2%~5%。旋轉備用容量過大，將直接導致機組發電負荷率降低，不利于機組經濟運行。目前，各電力調度機構日計劃編制粗放，在滿足低谷不停機情況下，機組盡可能掛網運行，且發電負荷按機組容量平均分配，計劃安排沒有充分考慮機組運行經濟性。

旋轉備用容量過大，有外在情況突然變化(如集中來水)和發電企業不愿停機等客觀原因，但更主要的是廠網分開后，調度機構仍然保留在電網企業內部，發電機 組是否經濟運行和調度機構沒有直接利益關系，同時需要增加工作量，調度機構缺乏經濟優化調度的內在動力和外部壓力，旋轉備用容量預留往往過大。

從數據對比分析可以發現，火電機組發電負荷率與旋轉備用率之間高度相關。

以湖北省為例，2011至2013年，火電機組旋轉備用率每降低1個百分點，發電負荷率約提高1個百分點。

富余水電消納的影響。

華中區域水電比重較大，富余水電消納對火電機組發電負荷率影響較大。從年度數據看，2012年和2014年，水電來水較好，產生了大量富余水電。為配合消納，火電機組調峰情況較為突出，發電負荷率相對較低。如湖北省，2012年和2014年火電機組發電負荷率分別為72.83%和73.24%，比2011年77.9%低4~5個百分點，比2013年75.68%低2~3個百分點。湖南、江西、重慶均呈現這個特點，四川省加上水電裝機大幅增長，火電機組發電負荷率下降幅度更大，2012年以后均在65%以下，2014年為63.21%，比2011年低約9個百分點。

抽水蓄能電站的影響。

由于華中區域抽水蓄能電站利用小時遠低于設計利用小時，大部分時段基本處于停用狀態，當前抽水蓄能電站對火電機組發電負荷率的影響較小。

抽水蓄能電站的利用一定要考慮整體經濟性。一般情況下，利用抽水蓄能電站調峰提高火電機組發電負荷率是不經濟的，能耗排放更高，因為提高火電機組發電負荷率節約的電煤成本根本無法彌補抽水蓄能電站25%的效率損失。只有在涉及富余水電消納、頂峰能力不足、火電機組啟停等情況下，使用抽水蓄能電站才可能更經濟。

火電機組啟停調峰的影響。

迎峰度夏期間，系統調峰任務主要由火電機組承擔，火電機組發電負荷率相對較低。但火電機啟停調峰有利于提高發電負荷率，是否應該動用火電機組進行啟停調峰，應視情況而定。一般情況下，在深度調峰無法滿足低谷富余水電消納需求時，應該動用火電機組啟停調峰。但前提是這樣做的整體經濟性更高，若消納的富余水電無法彌補火電機組啟停調峰成本，顯然棄水更經濟。

對節能發電調度的認識

總的來說，我認為節能發電調度是一項系統、復雜的工作，在這次專項監管工作中，通過了解情況和向領導同事及電力企業的同志請教，對很多具體的問題有很更深刻的認識，概括起來主要有兩點：對待節能發電調度工作，要用系統思維。節能發電調度的目標是在確保電力系統安全穩定運行及電力可靠供應的前提下實現資源消耗和污染物排放最少。

節能發電調度本質上是一種優化調度，在一定電網范圍內，它既有發電機組出力分配的優化，如火火機組優化、水火機組優化和水水機組優化。也有一個時間軸上的優化，即過程優化，如在一個較長時間段內，通過合理控制水庫水位，提高水能資源利用效率。

烏江流域上下游水電聯合優化調度就是個例子，這需要有較高的預測準確性。擴展到更大范圍，還有不同電網之間的協調優化，如華中區域電網內的跨省交易優化，通過跨省協調，促進富余水電充分消納。因此，節能發電調度不能僅看一時一事，要有系統思維，看全局。從華中區域來看，由于水電比重大，節能發電調度的主要目標和工作重心應該是充分利用水電，減少棄水，包括提高水能利用效率，只有在這個大前提下，提高火電機組發電負荷率才有意義。局領導和市場處一直在宣傳和貫徹這個觀念。比如2012年，水電來水較好，為促進富余水電消納，華中能源監管局7次召開交易會商會議，協調減少區外來電，研究提出了包括水電減棄增發應急交易、川電與三峽電置換、電力交易順序合理化(先省內基本平衡、再區域內優化配置、最后區域間余缺調劑)等意見和措施，促進多消納富余水電30億千瓦時以上。在此過程中，華中能源監管局也高度重視火電機組發電負荷率低的問題，多次督促調度機構合理安排火電機組運行方式，減少浮開機。

節能發電調度需要加強協調。節能發電調度涉及不同利益主體、影響因素多，要在區域范圍內實現節能發電調度目標并不容易。按照大系統優化理論，應該采取分解—協調的方法。即通過對各省市節能發電調度最優的協調達到全區域最優。由于調度范圍不同、廠廠和廠網利益主體不同等客觀因素限制，以及行政等因素干預(政府部門計劃電量執行進度、國網跨省跨區計劃指令等)，現階段各省市節能發電調度工作還有很多需要改進的地方，要在區域層面實現節能發電調度目標需要突破很多體制機制方面的障礙，這些都需要進一步加強協調。

如烏江流域上下游水電站利益主體不同，上下游協調機制建立前，下游彭水電站時常面臨突然集中來水而發生棄水。這兩年，在華中能源監管局的協調下，建立了上下游協調機制，很好地解決了上下游信息不暢、調度運行不協調的問題，節水增發效果明顯。

做好節能發電調度應采取的措施

對于調度機構:

一是不斷提高用電負荷和水情預測的準確性，預測的準確性是關鍵。大到電力系統規劃，小到一天的運行方式安排。長期負荷預測不準，可能導致電網、電源規劃不配套;短期負荷預測不準，可能導致火電機組浮開機，造成負荷率低。因此，確保較高的負荷和水情預測準確性是做好節能發電調度工作的基礎性工作。

二是開展優化調度。優化調度應遵循水電優先、就近平衡的原則。首先是在省內通過水火、水水和火火機組優化調度，優先在省內進行平衡。其次根據各省供需形勢和富余水電情況，優化跨省交易，在區域內實現優化配置。仍然無法平衡的情況下，通過優化跨區交易實現更大范圍的配置，確保每一筆跨省跨區交易都有其必要性，避免出現為交易而交易的情況。

但是，由于提高預測準確性和優化調度需要做大量精細化工作且無經濟利益，調度機構往往動力不足，工作成效離監管機構的要求還有一定的差距。
對于監管機構：

一是完善監管規章制度。從政策層面進行干預，推進精細化監管，建立經濟優化調度量化考核機制。細化“三公”調度評價指標，“三公”調度不僅僅要做到發電進度平衡，更應重視調度的公正性和科學性。細化日計劃編制方法;完善經濟優化調度量化評價指標，如完善負荷預測準確率、旋轉備用率、發電負荷率、平均發電煤耗、水電增發電量等指標。對調度機構主要行政負責人、技術負責人進行考核。完善跨省跨區電能交易會商制度。

二是推進市場化機制建設。核心是發揮市場化機制的引導作用，讓電網企業和發電企業在追求自身利益的過程中實現局部利益與整體利益的統一，從而達到節能發電調度的目的。如東北能源監管局嘗試通過建立電力調峰市場消納風電的市場化舉措取得了一定的成效，值得借鑒和參考。

東北風電比重占20%，加上供熱影響，低谷調峰特別困難。為解決這個問題，東北能源監管局建立電力調峰市場，通過采取競價調峰、加大調峰補償力度、跨省調峰交易等措施，實現風火、核火之間的互補互濟。從東北能源監管局介紹的情況看，火電企業調峰積極性非常高。2014年10月施行三個月，深度調峰電量同比增長35%，挖掘深度調峰潛力100萬千瓦，36家火電廠首次調到40%以下。具體到華中區域，當前可以做以下幾點工作。

一是建立跨省消納富余水電補償機制，可單獨制定補償辦法或通過“兩個細則”來實現。

二是制定跨省電能交易實施細則，對跨省電能交易從政策層面加以限制和引導，促進資源優化配置。

三是完善跨省跨區電能交易會商制度，建立由各省市發電企業、政府部門及相關專家組成的評價小組，重點對中長期跨省跨區交易的合理性進行評價、公布。通過凝聚更大范圍的共識，監督和促進電力調度機構做好節能發電調度工作。