东北电监局年度监管报告分析

 

　　东北电监局年度监管报告分析：创新监管局面

　　6月12日，东北电监局在沈阳召开新闻发布会，向社会公开发布《东北区域电力监管年度报告(2011)》(以下简称《报告》)。

　　《报告》指出，2011年是“十二五”规划的开局之年，东北区域电力需求和电力消费增速平稳，清洁能源发展持续加速，电源结构继续优化，电网安全运营水平不断提升，电力社会普遍服务水平不断提升。

　　本次的《报告》发布，已是东北电监局连续第六年向社会发布电力监管报告。《报告》从加强电力安全监管、电力市场建设和维护电力市场秩序、保障供电监管质量、加强价格及财务监管、发挥电力稽查职能、电力行政许可管理、推进节能减排工作、吉林和黑龙江省电力监管业务办公室深入开展电力监管等8个方面，全面真实地反映了2011年度东北区域电力工业发展情况，客观分析和总体评价了区域电力运行情况，及时披露了电力运行中出现的问题，增加了监管工作的透明度，推动了监管工作规范化、制度化和公开化。

　　电力供需形势供大于求 电网送出能力有待加强

　　2011年，东北区域电力工业保持较快发展，东北电网供需形势总体上供大于求，没有发生因供需不平衡导致的电力用户避峰限电情况，迎峰度冬、迎峰度夏工作圆满完成，电网保持安全稳定运行。

　　《报告》显示，2011年东北电网负荷保持平稳较快增长，全年新增机组容量较大。

　　东北区域全口径发电量3718.74亿千瓦时，比同期增长9.36%。按发电类型分，全网水电发电量137.85亿千瓦时，同比减少26.85%;火电发电量3341.63亿千瓦时，同比增长10.03%;风电发电量237.37亿千瓦时，同比增长36.93%;其它发电量为1.90亿千瓦时，同比增长29.63%。其中，辽宁省发电量1423.33亿千瓦时，同比增长6.20%;吉林省发电量705.37亿千瓦时，同比增长7.16%;黑龙江省发电量834.41亿千瓦时，同比增长5.55%;内蒙东部地区发电量703.84亿千瓦时，同比增长18.59%。

　　《报告》同时披露，尽管自2007年以来东北电网已经实施了包括辽西、辽吉断面在内的多个电磁环网解环，但目前仍存在类似问题，严重制约了电力送出，如吉林中部电磁环网问题，黑龙江东部外送联络线电磁环网问题，通辽外送电磁环网问题仍然突出，电网“卡脖子”问题急需得到进一步解决。东北区域仍存在一定程度的窝电现象。近年来东北区域发电能力增速远超负荷增长，供大于求矛盾较为突出。扣除风电出力随机特性的因素，东北电网最小电力盈余在600万千瓦以上，最大盈余超过1500万千万，约占全网装机容量的14%，电量跨区外送需求大增。

　　根据预测，2012年，全网电力供应形势将继续面临供大于求的局面，新增统调装机容量进一步增多。2012年，东北电网计划新增容量将达1481万千瓦。从全网　 电力平衡结果来看，2012年东北电网负荷盈余较大，在全网预留200万千瓦临检及225万千瓦旋转备用容量后，全年绝大部分时间仍有电力盈余1000万千瓦以上，最大盈余达到1600万千瓦，各省(区)都出现了较为严重的电力过剩局面。辽宁省电力盈余在200～500万千瓦之间;吉林省电力盈余在300～500万千瓦之间;黑龙江省电力盈余在75～250万千瓦之间;东北电网直调系统电力盈余在20～300万千瓦之间。

　　可再生能源比重不断加大 风电管理水平亟待提高

　　2011年东北区域风电持续发展，首次超越水电成为第二大电力能源。据《报告》反映，风电装机规模、新增机组容量、风电机组容量占总装机容量比例，风电发电量占总发电量比例等指标均居全国六大区域之首。其中，风电并网装机突破1500万千瓦，同比增长43%，约占发电总装机的15.23%。可再生能源装机容量占比首次突破20%以上，发电量占比达到10%以上，减少了化石能源消耗，促进了电力节能减排。

　　但由于东北风电发展迅猛，呈现“小装机、大风电”特点，电网对风电的全额保障性收购和消纳工作难度加大，风电弃风现象情况日趋严重。根据《报告》所透露的信息，东北区域风电场在2011年的平均利用小时数已由2010年的2075小时下降到1792小时，全年弃风电量为50.54亿千瓦时，是2010年弃风电量的2倍，成为全国风电限电比例最高的地区。辽宁全年弃风电量6.56亿千瓦时，同比增长117.21%;吉林全年弃风电量6.96亿千瓦时,同比增长6.4%;黑龙江全年弃风电量7.44亿千瓦时,同比增长134.54%;蒙东全年弃风电量29.58亿千瓦时,同比增长132.77%。

　　东北电监局建议，有关风电企业要加大并网风电机组技术性能整改工作力度，切实做好风电机组低电压穿越能力改造、无功补偿装置管理、二次系统专业管理等方面工作，坚决遏制大规模脱网事故的发生。电网企业要针对风电接入要求和大规模风电集中并网的运行特点，认真研究解决风电接入与运行中的突出问题，进一步加强配套电网建设，提高电网运行水平，为风电正常接入和安全运行创造良好的外部环境，同时要加强对风电接入方案和并网条件审查，对已经接入但不满足并网技术条件的项目，要指导督促风电场进行整改，确保电网安全稳定运行。

　　电网调峰矛盾日益突出 科学核定火电厂最小运行方式

　　《报告》中还披露出，在2011年至2012年冬季供暖期间，东北电网因供热机组和风电机组比重增加、低谷调峰矛盾突出，春节期间全网实际最小出力3218万千瓦，与全网火电最小运行方式　 相比已经贴线运行。吉林省冬季各月份火电运行容量都已低于最小运行方式，依赖省内机组调峰极有可能影响居民基本供热和电厂防寒防冻需要。各电网企业积极开展跨省调峰，启动电网应急调峰预案，缓解了电网调峰困难。但是，低谷调峰将是近几年困扰东北电网的一大难题。由于煤质差等不可控原因造成尖峰备用容量过剩的情况非常频繁，尖峰备用容量最大超过800万千瓦，但受电煤情况、风场来风情况等不确定因素影响，各级调度仍无法合理降低旋转备用，“低谷压不下、尖峰顶不上”矛盾突出。

　　另外，由于东北风电发展迅猛，风电的反调峰特性和不可储存性给电网调度带来了很多困难，有时采取弃风限电措施。电网低谷调峰和弃风限电已成为东北电力系统运行的最主要困难。要解决这两个难题，就必须首先准确核定占全网总装机容量百分之八十的火电厂最小开机方式和最低出力。

　　2009和2010年，东北电监局从服务政府和服务企业大局出发，每年组织专家对东北区域70多家10万千瓦及以上容量的火电厂进行了最小运行方式现场核查工作。2011年，在总结前两年火电厂最小运行方式核定工作基础上，东北电监局于8月份编制并印发了 《东北区域火电厂最小运行方式核定管理暂行办法》，力求以制度化促进火电厂最小运行方式核查工作的科学化、规范化。《办法》明确了火电厂最小运行方式核定的目的、原则和范围，对企业申请核定的内容及具备的条件，现场核查方式及平衡审定要求，调峰调度以及电力调度机构和电厂等相关方的责任都做了明确规定。8月至10月组织开展了年度集中核查，通过平衡核定后下发了 《东北区域火电厂最小运行方式(2011)》。2011年的核定工作是在统一现场核查方法和同容量纯凝机组最低稳燃负荷的基础上，重点对现有热负荷和新增热负荷认定，启动锅炉备用状态，机组之间供热母管改造，空冷机组防寒防冻措施以及热负荷在线监测系统建设提出了严格要求;对电网应急调峰预案的制定和备案、合理安排火电机组最小运行方式，落实可再生能源全额保障性收购制度提出了明确要求。在东北电网企业和各火电企业的认真配合和大力支持下，东北电网在冬季最小运行负荷虽已接近最小运行方式贴线运行，吉林省越线运行的情况下，通过科学合理的调峰调度，确保了电网稳定运行，没有发生火电厂重大设备损坏事故，没有影响居民供热。火电厂最小运行方式核定工作得到了电力企业的一致认可和好评。同时，火电企业在保证电网安全的前提下，较好地完成了居民集中供热任务，得到了政府和社会的好评。吉林省政府为协调解决热费倒挂、保证供热安全，从省、市财政中拨出1.7亿元对部分热电企业进行了一次性补贴和奖励。

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