两江流域梯级水电站调查 优化调度呼吁常态化
2012/11/29 8:39:00 新闻来源：中国网
探索“乌江—嘉陵江经验”
——两江流域跨省市梯级水电站优化调度调查
中电新闻网记者 段贵恒
在同一市场主体内部梯级水电调度渐趋成熟的背景下，如何面对市场主体多元化，利用现有体制和资源条件，发挥市场配置资源的作用，实现更大范围内的水电资源优化配置，服务国家能源战略和地方经济发展？自2011年以来，华中电监局按照“四个监管服务”指示精神和国家节能减排政策要求，通过在乌江、嘉陵江流域努力推动跨省市梯级水电优化调度，探索出一条解决分属于不同开发业主、不同网省公司的水电站联合优化调度的有效路径，在全国率先创造了流域内跨省市梯级水电优化调度的“乌江—嘉陵江经验”。
10月25日，在乌江、嘉陵江流域水电优化调度工作座谈会上，华中电监局党组书记、局长何兆成表示，开展两江流域水电优化调度，是电力监管机构如何充分利用现有资源条件进行市场化探索，能做到什么程度、达到什么效果的一次具体实践，具有重要的现实意义。
充分利用水电对重庆有特殊意义
重庆市年平均水资源总量5000亿立方米，境内长江、乌江、嘉陵江、涪江、芙蓉江、酉水纵横交错，水能资源理论蕴藏量2298万千瓦。
近年来，重庆市陆续建成投产了一批大中型水电站，水电装机比重逐年上升，截至今年7月，水电装机403.95万千瓦，占总装机的40.31%。
同时，重庆火电增长逐步放缓。尤其从2008年至今，重庆电网新增水电机组333.6万千瓦，新增火电机组仅27万千瓦。水电发电量不断增加，水电在重庆市电力保障和有序供应工作中的支撑作用日益凸显。
另外，从地理和水情分布上，重庆位于副热带内陆地区，夏涨水，冬干旱，河川径流每年5月进入汛期，7、8月流量最大，9、10两个月中易形成秋汛，10月以后，水位下降，汛期结束。河川径流补给主要来源于夏季降水。掌握丰枯水情，提高水能利用率，实现节水增发，是重庆水电的“必修课”。
目前，重庆800多家水电企业绝大多数为径流式小水电，5家统调主力水电站除狮子滩电站具备年调节能力外，其余彭水、银盘、江口、草街电站均无调节能力。
而这五大主力水电站容量合计332.35万千瓦，占统调水电容量的82.28%。
尽管水电装机不断增强，但作为西南重镇的重庆地域狭小，无油缺煤少电，一次能源匮乏，长期以来，“电力、电量”呈双缺格局，电力供需存在刚性矛盾，安全可靠供电压力大。
“为缓解电力供需矛盾，除加大电力外购力度外，挖掘现有主力水电站发电潜力，充分利用好丰枯水资源，对重庆电力支撑意义重大。”华中电监局副局长银车来告诉记者。
主体多元跨省市明知可为却难为
被称作“水电富矿”和“西电东送”能源基地的乌江流域，是我国长江右岸最大的支流，贯穿贵州。嘉陵江流域面积超过汉水，居长江支流之首，于重庆朝天门注入长江。
梯级水电调度曾在同一市场主体内部运作。以2011年乌江流域来水历史最枯纪录为例，经营乌江上游梯级电站群的贵州乌江水电开发有限责任公司，七座水库连续首尾相连，经过多年摸索，通过发电优化调度，梯级水能利用提高率达3.78%，年节水增发电效益超过2亿元。
然而，对于跨流域、跨省市的上下游梯级电站，若分属不同市场主体，调度分属不同网省，实施水电优化调度，运作起来就更为复杂和艰难。
“乌江、嘉陵江流域面积大，主要集水区域位于贵州、四川境内，长期以来，由于分属不同开发业主，不同网省公司，尤其是乌江梯级水电站群分属于国家电网和南方电网，水库联合优化调度工作难度很大。”重庆市电力公司调控中心副主任黄林说。
颇具特点的是，重庆水电主要集中在乌江流域和嘉陵江流域下游，重庆五大主力水电站中的彭水、银盘位于乌江流域梯级开发末端，江口位于芙蓉江流域梯级开发末端，富金坝、草街位于嘉陵江梯级开发最末端。各电站来水情况不但受降雨、上游来水等情况影响，还受制于上游四川、贵州等省市电站的机组出力变化，水情预测难度大。
“以前是互不相干，谁不想节水增发，因为难度大，发电企业明知可为却难为。”大唐国际重庆分公司总经理田丹说。
为充分利用可再生能源，减少弃水损失，事实上从2009年5月，监管辖区水电占比较大的华中电监局就正式实施了《华中区域水电减弃增发应急交易暂行办法》（以下简称《办法》）。这一基于区域电力市场建设的举措，便于水能资源在区域范围内得到优化配置，以落实国家节能减排政策。
“从大方面讲，是国家能源战略的需要，从行业发展讲，重视市场模式的构建还是大方向，不损害任何一方利益的前提下，推动优化调度，应是当前电力行业各主体的共同任务。”何兆成认为，近年来，华中电监局克服困难努力去做这件事情，因为它遵循了市场化建设的方向，虽难为，但可为。
跨省市定期会商搭建平台建机制
有效的信息披露是电力监管的基础，乌江、嘉陵江流域梯级水电优化调度工作的第一步着眼于信息。怎么用好水资源，首先利益相关方要了解水情信息。
今年上半年，华中电监局先后会同四川、贵州省电监办分别召集四川、贵州省电力公司和重庆市电力公司及相关电站，召开了乌江、嘉陵江流域跨省市梯级水电站水资源优化调度座谈会，就建立两江流域跨省市定期会商制度、促进水资源信息共享、开展专题研究等达成共识。结合汛期水情及来水预报，华中电监局督促调度机构和各水电站通力合作，联合水文、气象、防汛等部门坚持常态化召开“水情会商会”，根据水情、汛情，结合电网电力电量平衡，动态控制水库汛限水位，实现重复利用库容节水增发。
10月25日，华中、四川、贵州等三省市电监局（办）、电力公司及所有主力电站再次聚集重庆，进一步研讨枯水期各主力电站存蓄库容、节水增发，“汛末会商是要拦好、用好最后一库水。”银车来说。
“华中电监局牵头搭建了信息交互平台，使上下游发电企业、电网公司能共聚一起，交流会商，实现水情通报，梯级联合优化调度才真正成为可能。”黄林告诉记者。
按照会商机制，嘉陵江下游的重庆草街航运电站跟上游电站水情信息互通之后，每天8、12、16、20四个时段接受上游入库、出库流量信息，根据水流特性，掌握出库流量到达时间，可提前满负荷运行，适当降低库容水位，增发电量，提高水能利用率。
“7月1日，预计7～9小时后入库流量将增加3600立方米/秒，电站随即增加出力，四台机满负荷运行，库容下降之后最大流量入库，可继续满负荷运行，水位缓慢回涨到高水位，避免了弃水，单次增发电量220万千瓦时，增收70万元。”重庆航运电力开发公司草街电站站长罗大海举例说。
去年6～8月间，江口电站流域陆续发生阵性大暴雨，各场来水间隔期间电网一直安排电站满出力运行，重复利用库容拦蓄洪水多发电1.26亿千瓦时，不仅保证了电网供电安全，也取得了连续多场洪水无弃水的调度成果。
贵州乌江水电开发有限责任公司远程集控中心总工朱江介绍说，信息互通是在相关的跨省市电网调度、流域上下游电站之间，以及防汛、气象、水文等部门之间建立的网络状定时定期传递，随时进行动态调控，优化调度才能释放巨大潜力。
贵州电监办市场处处长邵先海表示，在水情、开机方式变化大的情况下，上游水电站对信息共享机制执行到位，也有力保证了此项工作顺利开展。
目前，位于嘉陵江上游的四川秀观、富流滩电站已向下游的重庆草街电站提供水情信息，四川省电力公司调度中心也同步向重庆市电力公司调控中心提供相关水电站的预报信息；位于乌江流域上游的贵州乌江水电开发有限公司向下游的彭水电站提供水情信息，贵州、重庆两省市电力调控中心也实现了互通调度信息，初步建立起了嘉陵江、乌江流域水资源信息共享机制。
余缺调剂跨省区期待机制常态化
4月30日，彭水电站上游突降大雨，水库面临弃水。
按照《办法》规定，华中电监局组织调度机构启动了今年首次水电应急交易。5月1日～3日，重庆彭水电站送出应急电量2000万千瓦时，最大出力40万千瓦。5月11日，彭水电站再遇强降雨，入库流量远大于满发流量。由于系统调峰困难，5月12日开始弃水调峰，水库水位迅速上涨。
获悉情况后，华中电监局立即与有关方面联系，明确要求电力企业要站在节约国家能源高度，协同推进水电应急交易，尽最大能力消纳重庆富余水电。在国家电网公司的大力支持下，进一步调减西北、华北送华中电力电量，为消纳华中富余水电腾出空间。5月14日，华中区域内火电开机方式压减到接近或达到最小，从5月13日开始西北送重庆电力调减50万千瓦一直持续到月底，累计为水电让出发电空间4.765亿千瓦时。
经过一系列措施，5月14日，彭水电站负荷率显著提升并基本保持满负荷运行，水电资源得到了有效利用。5月20日前成功将水库水位降至287米汛限水位以下。
“这一次，几大区域都在为彭水少弃水多发电进行协调。”银车来介绍说，得益于各方相互协调配合，调整火电开机至最小方式，充分利用跨区跨省输电通道，全力消纳区域水电，最大限度减少了弃水。
通过优化调度和相互协调，大唐国际彭水、银盘水电站也取得了多项历史性突破。5月16日，彭水电站实现单日发电4104万千瓦时，日负荷率97.7％，创造了历史纪录；银盘电站日负荷率95.1%，创造了投产以来最高日发电纪录。彭水外送电量3.273亿千瓦时，创历史之最。截至10月22日0时，彭水电站完成发电量56.35亿千瓦时，有望接近63.5亿千瓦时的设计多年的平均发电量。
另外，考虑到次年枯水期可能出现的电煤短缺及降雨减少的情况，华中电监局指导各水库尝试拦蓄汛末洪水，力求枯水期高水位运行，有效降低发电耗水率。去年上半年，彭水电站枯水期耗水率5.499立方米/千瓦时，同比减少0.487立方米/千瓦时，相应增发电量约1.5亿千瓦时。2011年，重庆统调水电站共计实现节水增发电量5.22亿千瓦时，有效缓解了当年电力供应紧张形势。
在电力监管机构统筹协调下，今年前三个季度，重庆电网统调水电通过各种措施增发电量合计约9.48亿千瓦时，组织外送电量合计3.2865亿千瓦时。
重庆市政府二处处长吴恒认为，水电资源优化调度对于提高水能利用效率，推进节能减排具有重要意义，也帮助重庆成为全国电力保障难度最大，效果最好的地区之一。
7月17日，重庆市政府有关负责人在华中电监局上报的《华中电监局积极推进重庆市水电优化调度努力提高电力保障能力》的专报中批示：“建议非常可行，积极支持这项工作。”“华中电监局创造了好做法、好经验，第一次把这件事落到实处。相关经验对全国其他梯级流域具有借鉴和指导意义。”国家电监会市场部主任刘宝华表示，以安全为基础，资源优化配置的潜力很大，下一步应在现有体制下，以市场为指导，加大跨区域电网优化调度相关协调工作，研究建立利益共享机制，使梯级水电优化调度工作常态化。
“是否可以研究建立一个协调机制，深入推进水电站优化调度工作常态化。”华中电监局党组书记、局长何兆成提出，目前，乌江、嘉陵江流域相关电站间，四川省、贵州省、重庆市电力公司间分享了跨区域电网优化调度的工作成果，提高了经济效益。今后华中电监局还将加大优化水电资源配置，促进区域水电资源高效利用，不断提升水电对区域电力保障的支撑作用，服务于地方经济社会发展。
——两江流域跨省市梯级水电站优化调度调查
中电新闻网记者 段贵恒
在同一市场主体内部梯级水电调度渐趋成熟的背景下，如何面对市场主体多元化，利用现有体制和资源条件，发挥市场配置资源的作用，实现更大范围内的水电资源优化配置，服务国家能源战略和地方经济发展？自2011年以来，华中电监局按照“四个监管服务”指示精神和国家节能减排政策要求，通过在乌江、嘉陵江流域努力推动跨省市梯级水电优化调度，探索出一条解决分属于不同开发业主、不同网省公司的水电站联合优化调度的有效路径，在全国率先创造了流域内跨省市梯级水电优化调度的“乌江—嘉陵江经验”。
10月25日，在乌江、嘉陵江流域水电优化调度工作座谈会上，华中电监局党组书记、局长何兆成表示，开展两江流域水电优化调度，是电力监管机构如何充分利用现有资源条件进行市场化探索，能做到什么程度、达到什么效果的一次具体实践，具有重要的现实意义。
充分利用水电对重庆有特殊意义
重庆市年平均水资源总量5000亿立方米，境内长江、乌江、嘉陵江、涪江、芙蓉江、酉水纵横交错，水能资源理论蕴藏量2298万千瓦。
近年来，重庆市陆续建成投产了一批大中型水电站，水电装机比重逐年上升，截至今年7月，水电装机403.95万千瓦，占总装机的40.31%。
同时，重庆火电增长逐步放缓。尤其从2008年至今，重庆电网新增水电机组333.6万千瓦，新增火电机组仅27万千瓦。水电发电量不断增加，水电在重庆市电力保障和有序供应工作中的支撑作用日益凸显。
另外，从地理和水情分布上，重庆位于副热带内陆地区，夏涨水，冬干旱，河川径流每年5月进入汛期，7、8月流量最大，9、10两个月中易形成秋汛，10月以后，水位下降，汛期结束。河川径流补给主要来源于夏季降水。掌握丰枯水情，提高水能利用率，实现节水增发，是重庆水电的“必修课”。
目前，重庆800多家水电企业绝大多数为径流式小水电，5家统调主力水电站除狮子滩电站具备年调节能力外，其余彭水、银盘、江口、草街电站均无调节能力。
而这五大主力水电站容量合计332.35万千瓦，占统调水电容量的82.28%。
尽管水电装机不断增强，但作为西南重镇的重庆地域狭小，无油缺煤少电，一次能源匮乏，长期以来，“电力、电量”呈双缺格局，电力供需存在刚性矛盾，安全可靠供电压力大。
“为缓解电力供需矛盾，除加大电力外购力度外，挖掘现有主力水电站发电潜力，充分利用好丰枯水资源，对重庆电力支撑意义重大。”华中电监局副局长银车来告诉记者。
主体多元跨省市明知可为却难为
被称作“水电富矿”和“西电东送”能源基地的乌江流域，是我国长江右岸最大的支流，贯穿贵州。嘉陵江流域面积超过汉水，居长江支流之首，于重庆朝天门注入长江。
梯级水电调度曾在同一市场主体内部运作。以2011年乌江流域来水历史最枯纪录为例，经营乌江上游梯级电站群的贵州乌江水电开发有限责任公司，七座水库连续首尾相连，经过多年摸索，通过发电优化调度，梯级水能利用提高率达3.78%，年节水增发电效益超过2亿元。
然而，对于跨流域、跨省市的上下游梯级电站，若分属不同市场主体，调度分属不同网省，实施水电优化调度，运作起来就更为复杂和艰难。
“乌江、嘉陵江流域面积大，主要集水区域位于贵州、四川境内，长期以来，由于分属不同开发业主，不同网省公司，尤其是乌江梯级水电站群分属于国家电网和南方电网，水库联合优化调度工作难度很大。”重庆市电力公司调控中心副主任黄林说。
颇具特点的是，重庆水电主要集中在乌江流域和嘉陵江流域下游，重庆五大主力水电站中的彭水、银盘位于乌江流域梯级开发末端，江口位于芙蓉江流域梯级开发末端，富金坝、草街位于嘉陵江梯级开发最末端。各电站来水情况不但受降雨、上游来水等情况影响，还受制于上游四川、贵州等省市电站的机组出力变化，水情预测难度大。
“以前是互不相干，谁不想节水增发，因为难度大，发电企业明知可为却难为。”大唐国际重庆分公司总经理田丹说。
为充分利用可再生能源，减少弃水损失，事实上从2009年5月，监管辖区水电占比较大的华中电监局就正式实施了《华中区域水电减弃增发应急交易暂行办法》（以下简称《办法》）。这一基于区域电力市场建设的举措，便于水能资源在区域范围内得到优化配置，以落实国家节能减排政策。
“从大方面讲，是国家能源战略的需要，从行业发展讲，重视市场模式的构建还是大方向，不损害任何一方利益的前提下，推动优化调度，应是当前电力行业各主体的共同任务。”何兆成认为，近年来，华中电监局克服困难努力去做这件事情，因为它遵循了市场化建设的方向，虽难为，但可为。
跨省市定期会商搭建平台建机制
有效的信息披露是电力监管的基础，乌江、嘉陵江流域梯级水电优化调度工作的第一步着眼于信息。怎么用好水资源，首先利益相关方要了解水情信息。
今年上半年，华中电监局先后会同四川、贵州省电监办分别召集四川、贵州省电力公司和重庆市电力公司及相关电站，召开了乌江、嘉陵江流域跨省市梯级水电站水资源优化调度座谈会，就建立两江流域跨省市定期会商制度、促进水资源信息共享、开展专题研究等达成共识。结合汛期水情及来水预报，华中电监局督促调度机构和各水电站通力合作，联合水文、气象、防汛等部门坚持常态化召开“水情会商会”，根据水情、汛情，结合电网电力电量平衡，动态控制水库汛限水位，实现重复利用库容节水增发。
10月25日，华中、四川、贵州等三省市电监局（办）、电力公司及所有主力电站再次聚集重庆，进一步研讨枯水期各主力电站存蓄库容、节水增发，“汛末会商是要拦好、用好最后一库水。”银车来说。
“华中电监局牵头搭建了信息交互平台，使上下游发电企业、电网公司能共聚一起，交流会商，实现水情通报，梯级联合优化调度才真正成为可能。”黄林告诉记者。
按照会商机制，嘉陵江下游的重庆草街航运电站跟上游电站水情信息互通之后，每天8、12、16、20四个时段接受上游入库、出库流量信息，根据水流特性，掌握出库流量到达时间，可提前满负荷运行，适当降低库容水位，增发电量，提高水能利用率。
“7月1日，预计7～9小时后入库流量将增加3600立方米/秒，电站随即增加出力，四台机满负荷运行，库容下降之后最大流量入库，可继续满负荷运行，水位缓慢回涨到高水位，避免了弃水，单次增发电量220万千瓦时，增收70万元。”重庆航运电力开发公司草街电站站长罗大海举例说。
去年6～8月间，江口电站流域陆续发生阵性大暴雨，各场来水间隔期间电网一直安排电站满出力运行，重复利用库容拦蓄洪水多发电1.26亿千瓦时，不仅保证了电网供电安全，也取得了连续多场洪水无弃水的调度成果。
贵州乌江水电开发有限责任公司远程集控中心总工朱江介绍说，信息互通是在相关的跨省市电网调度、流域上下游电站之间，以及防汛、气象、水文等部门之间建立的网络状定时定期传递，随时进行动态调控，优化调度才能释放巨大潜力。
贵州电监办市场处处长邵先海表示，在水情、开机方式变化大的情况下，上游水电站对信息共享机制执行到位，也有力保证了此项工作顺利开展。
目前，位于嘉陵江上游的四川秀观、富流滩电站已向下游的重庆草街电站提供水情信息，四川省电力公司调度中心也同步向重庆市电力公司调控中心提供相关水电站的预报信息；位于乌江流域上游的贵州乌江水电开发有限公司向下游的彭水电站提供水情信息，贵州、重庆两省市电力调控中心也实现了互通调度信息，初步建立起了嘉陵江、乌江流域水资源信息共享机制。
余缺调剂跨省区期待机制常态化
4月30日，彭水电站上游突降大雨，水库面临弃水。
按照《办法》规定，华中电监局组织调度机构启动了今年首次水电应急交易。5月1日～3日，重庆彭水电站送出应急电量2000万千瓦时，最大出力40万千瓦。5月11日，彭水电站再遇强降雨，入库流量远大于满发流量。由于系统调峰困难，5月12日开始弃水调峰，水库水位迅速上涨。
获悉情况后，华中电监局立即与有关方面联系，明确要求电力企业要站在节约国家能源高度，协同推进水电应急交易，尽最大能力消纳重庆富余水电。在国家电网公司的大力支持下，进一步调减西北、华北送华中电力电量，为消纳华中富余水电腾出空间。5月14日，华中区域内火电开机方式压减到接近或达到最小，从5月13日开始西北送重庆电力调减50万千瓦一直持续到月底，累计为水电让出发电空间4.765亿千瓦时。
经过一系列措施，5月14日，彭水电站负荷率显著提升并基本保持满负荷运行，水电资源得到了有效利用。5月20日前成功将水库水位降至287米汛限水位以下。
“这一次，几大区域都在为彭水少弃水多发电进行协调。”银车来介绍说，得益于各方相互协调配合，调整火电开机至最小方式，充分利用跨区跨省输电通道，全力消纳区域水电，最大限度减少了弃水。
通过优化调度和相互协调，大唐国际彭水、银盘水电站也取得了多项历史性突破。5月16日，彭水电站实现单日发电4104万千瓦时，日负荷率97.7％，创造了历史纪录；银盘电站日负荷率95.1%，创造了投产以来最高日发电纪录。彭水外送电量3.273亿千瓦时，创历史之最。截至10月22日0时，彭水电站完成发电量56.35亿千瓦时，有望接近63.5亿千瓦时的设计多年的平均发电量。
另外，考虑到次年枯水期可能出现的电煤短缺及降雨减少的情况，华中电监局指导各水库尝试拦蓄汛末洪水，力求枯水期高水位运行，有效降低发电耗水率。去年上半年，彭水电站枯水期耗水率5.499立方米/千瓦时，同比减少0.487立方米/千瓦时，相应增发电量约1.5亿千瓦时。2011年，重庆统调水电站共计实现节水增发电量5.22亿千瓦时，有效缓解了当年电力供应紧张形势。
在电力监管机构统筹协调下，今年前三个季度，重庆电网统调水电通过各种措施增发电量合计约9.48亿千瓦时，组织外送电量合计3.2865亿千瓦时。
重庆市政府二处处长吴恒认为，水电资源优化调度对于提高水能利用效率，推进节能减排具有重要意义，也帮助重庆成为全国电力保障难度最大，效果最好的地区之一。
7月17日，重庆市政府有关负责人在华中电监局上报的《华中电监局积极推进重庆市水电优化调度努力提高电力保障能力》的专报中批示：“建议非常可行，积极支持这项工作。”“华中电监局创造了好做法、好经验，第一次把这件事落到实处。相关经验对全国其他梯级流域具有借鉴和指导意义。”国家电监会市场部主任刘宝华表示，以安全为基础，资源优化配置的潜力很大，下一步应在现有体制下，以市场为指导，加大跨区域电网优化调度相关协调工作，研究建立利益共享机制，使梯级水电优化调度工作常态化。
“是否可以研究建立一个协调机制，深入推进水电站优化调度工作常态化。”华中电监局党组书记、局长何兆成提出，目前，乌江、嘉陵江流域相关电站间，四川省、贵州省、重庆市电力公司间分享了跨区域电网优化调度的工作成果，提高了经济效益。今后华中电监局还将加大优化水电资源配置，促进区域水电资源高效利用，不断提升水电对区域电力保障的支撑作用，服务于地方经济社会发展。
