印度大停电对我国电力发展的启示
2012-09-25 10:23:00 第一财经日报
印度当地时间7月30日2时33分，印度北部电网发生大面积停电事故，约3.7亿人受到影响。当地时间7月31日13时，印度再次发生大面积电网事故，北部电网、东部电网及东北部电网相继崩溃，停电人口约6.7亿人。这两次大停电事故，相隔时间之短、损失负荷之大、影响人口之多，创世界停电事故之最。大停电导致交通严重瘫痪，城市供水中断，数百名矿工被困井下，生产生活受到严重影响，引起社会混乱。
印度大停电事故的原因可以概括为以下几个方面：
一是电力发展滞后，电力供应能力严重不足。印度电力行业由中央和邦双重管理，电力发展缺乏统一规划，建设决策不统一，发展缓慢。印度电力供应长期紧张，2011年底发电总装机容量仅为1.86亿千瓦，今年印度平均电力缺口达到8%，用电高峰期缺电达到12%，部分地区缺电超过20%。长期严重缺电，缺乏电力系统备用容量，为大停电事故埋下隐患。
二是电网结构薄弱。到目前为止印度还没有构建起坚强的全国骨干网架，电网由北部、南部、东部、西部及东北部五个大区电网组成，大区电网之间的联系不强，在缺电时各区域电网不能提供足够的相互支援。
三是缺乏统一调度，调度命令执行力差。印度由国家电网公司掌控跨区、跨邦输电设施，邦内输电和配电由各个邦电力局和一些私营供电公司运行。电力系统缺乏统一的调度管理机制，集中运行管控能力低下，各邦不服从中央一级的调度管理，越限从大电网受电，造成电网超负荷运行，最终拖垮整个电网。
四是电力管理体制混乱。印度电网管理分为中央和邦两层，中央政府的国家电网公司管理跨区、跨邦输电线路；邦政府的输电公司管理各邦输电网，部分邦配电实施了私有化。由于管理体制混乱，印度电网发展长期各自为政，存在电网管理水平低、线损高、企业效益差、投资能力弱等突出问题。
印度大停电事故，暴露出电力发展中的诸多问题，对各国电力系统安全敲响了警钟。我国应高度重视，把防止发生电网稳定破坏事故、电网瓦解事故和大面积停电事故作为安全工作的重中之重，全面落实防事故措施。
一是继续坚持并强化电力统一规划。
未来相当长时期内，我国能源和电力需求仍将较快增长，预测2015年、2020年我国全社会用电量将分别达到6.5万亿千瓦时、8.6万亿千瓦时左右。为满足电力需求，我国电力总装机容量在2015年、2020年将分别达到15亿千瓦、20亿千瓦左右。从装机结构来看，水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源装机比重，将由2010年的24%，提高到2015年的29%、2020年的32%，煤电比重由2010年的71%，下降到2015年的65%、2020年的59%。
我国发电能源资源与电力需求中心逆向分布的基本国情，决定了我国未来必须在全国范围内进行统一规划，统筹电网与电源、输煤与输电、新能源与常规能源协调发展，促进电力结构调整和布局优化。
二是高度重视坚强的电网网架结构建设。
未来我国西北部电源基地距离中东部负荷中心地区800到3000公里，水电、风电、煤电等的跨区输送规模越来越大、距离越来越远是必然趋势。
加快发展特高压跨区输电，构建“强交强直”的全国特高压坚强骨干网架，是保障我国电力供应安全的必备物质基础，其中“三华”(华北、华中和华东)特高压同步电网的建设是多年来反复论证的结果，技术可行、安全可靠、经济高效。
实际上，电网的安全运行水平和它的电压等级、覆盖范围是没有直接联系的。我国电网从建国初期的城市小电网，经过电压等级的不断提高，逐渐形成了省级电网；省间进一步互联，形成东北、西北、华北、华中、华东、南方六大区域电网；1000KV特高压试验示范工程进一步将华北、华中连接成更大的跨区同步电网。我国电压等级是由低到高发展的，电网的覆盖范围也是从小到大，安全水平却越来越高。我国上世纪70年代发生电网的大面积破坏事故大概平均每年9次；到了80年代，大概是6到7次；到了90年代，1997年以前只有2次。1997年以后，我国没再发生过大面积的停电事故。
三是坚持电网统一调度。
调度是电网运行控制的中枢。电力发输变配用瞬时平衡的特性和电力系统的复杂性，决定了调度与电网具有内在的、密不可分的关系。我国在电网结构薄弱、用电需求持续增长的情况下，长期保持电网安全运行，调度与电网一体化是重要保障因素之一。
未来的电力系统运行较目前将呈现诸多新的特点，保障系统安全、高效运行的难度显著增加。间歇性、随机性的可再生能源基地不断接入；新技术、新设备等大量广泛应用；风电、太阳能发电、燃气发电等各种分布式电源大量接入配电网，电动汽车充换电等新型用电服务市场逐步加大，配电网规划和运行将更为复杂。继续坚持电网调度一体化非常重要，有利于根据新情况不断完善和升级调度功能，增强全系统整体协调控制能力，避免局部事故诱发大面积停电。
四是循序渐进，稳妥推进我国电力体制机制建设。
我国生产力水平与一次能源资源逆向分布的国情，以及现代电网日益显现的市场交易和优化配置资源的功能，客观上决定了我国电力发展必须走全国联网、大范围优化配置的道路，并建立与之相适应的管理体制和运行机制。
以往省内、区域内平衡为主的电力发展方式已难以为继，必须突破省间和区域壁垒，建立由省(自治区、直辖市)电力市惩国家电力市场构成的全国统一电力市场体系。省电力市场主要承担省内电力交易，是重要的基础市场；国家电力市场主要承担跨区跨省电力交易，适应全国范围优化资源配置的需要。以特高压为骨干网架的坚强智能电网，是国家电力市场的物质基矗国家电力交易中心和省电力交易中心与电网调度紧密融合，是全国统一电力市场体系的运作主体，在政府监管和社会监督下，开展公开、公平、公正的电力市场交易和服务。
在输配一体化条件下，完全可以通过建立独立的电网电价、放松发电侧和售电侧管制、加强电力监管等科学的制度设计，达到建立统一电力市场，促进竞争、提高效率的目的。输配一体化管理的电网由于运行方式更灵活、资源配置能力更强，更有利于新能源和分布式能源的发展。
构建有效竞争市常在发电侧改进发电上网和调度交易规则，逐步形成竞价上网和节能发电调度相结合的竞争性发电上网机制。售电侧在大用户与发电企业直接交易试点的基础上，逐步放开大用户选择权；根据市场条件，允许社会资本成立售电公司参加竞争。电网环节继续坚持输配一体化、调度与电网一体化，加强电力市场交易平台建设，规范调度管理、交易管理和市场监管。依托电力市场交易平台，构建发电、电网、售电和大用户等共同参与的“多买-多卖”的电力市常(作者系中国工程院院士)(第一财经日报)
印度大停电事故的原因可以概括为以下几个方面：
一是电力发展滞后，电力供应能力严重不足。印度电力行业由中央和邦双重管理，电力发展缺乏统一规划，建设决策不统一，发展缓慢。印度电力供应长期紧张，2011年底发电总装机容量仅为1.86亿千瓦，今年印度平均电力缺口达到8%，用电高峰期缺电达到12%，部分地区缺电超过20%。长期严重缺电，缺乏电力系统备用容量，为大停电事故埋下隐患。
二是电网结构薄弱。到目前为止印度还没有构建起坚强的全国骨干网架，电网由北部、南部、东部、西部及东北部五个大区电网组成，大区电网之间的联系不强，在缺电时各区域电网不能提供足够的相互支援。
三是缺乏统一调度，调度命令执行力差。印度由国家电网公司掌控跨区、跨邦输电设施，邦内输电和配电由各个邦电力局和一些私营供电公司运行。电力系统缺乏统一的调度管理机制，集中运行管控能力低下，各邦不服从中央一级的调度管理，越限从大电网受电，造成电网超负荷运行，最终拖垮整个电网。
四是电力管理体制混乱。印度电网管理分为中央和邦两层，中央政府的国家电网公司管理跨区、跨邦输电线路；邦政府的输电公司管理各邦输电网，部分邦配电实施了私有化。由于管理体制混乱，印度电网发展长期各自为政，存在电网管理水平低、线损高、企业效益差、投资能力弱等突出问题。
印度大停电事故，暴露出电力发展中的诸多问题，对各国电力系统安全敲响了警钟。我国应高度重视，把防止发生电网稳定破坏事故、电网瓦解事故和大面积停电事故作为安全工作的重中之重，全面落实防事故措施。
一是继续坚持并强化电力统一规划。
未来相当长时期内，我国能源和电力需求仍将较快增长，预测2015年、2020年我国全社会用电量将分别达到6.5万亿千瓦时、8.6万亿千瓦时左右。为满足电力需求，我国电力总装机容量在2015年、2020年将分别达到15亿千瓦、20亿千瓦左右。从装机结构来看，水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源装机比重，将由2010年的24%，提高到2015年的29%、2020年的32%，煤电比重由2010年的71%，下降到2015年的65%、2020年的59%。
我国发电能源资源与电力需求中心逆向分布的基本国情，决定了我国未来必须在全国范围内进行统一规划，统筹电网与电源、输煤与输电、新能源与常规能源协调发展，促进电力结构调整和布局优化。
二是高度重视坚强的电网网架结构建设。
未来我国西北部电源基地距离中东部负荷中心地区800到3000公里，水电、风电、煤电等的跨区输送规模越来越大、距离越来越远是必然趋势。
加快发展特高压跨区输电，构建“强交强直”的全国特高压坚强骨干网架，是保障我国电力供应安全的必备物质基础，其中“三华”(华北、华中和华东)特高压同步电网的建设是多年来反复论证的结果，技术可行、安全可靠、经济高效。
实际上，电网的安全运行水平和它的电压等级、覆盖范围是没有直接联系的。我国电网从建国初期的城市小电网，经过电压等级的不断提高，逐渐形成了省级电网；省间进一步互联，形成东北、西北、华北、华中、华东、南方六大区域电网；1000KV特高压试验示范工程进一步将华北、华中连接成更大的跨区同步电网。我国电压等级是由低到高发展的，电网的覆盖范围也是从小到大，安全水平却越来越高。我国上世纪70年代发生电网的大面积破坏事故大概平均每年9次；到了80年代，大概是6到7次；到了90年代，1997年以前只有2次。1997年以后，我国没再发生过大面积的停电事故。
三是坚持电网统一调度。
调度是电网运行控制的中枢。电力发输变配用瞬时平衡的特性和电力系统的复杂性，决定了调度与电网具有内在的、密不可分的关系。我国在电网结构薄弱、用电需求持续增长的情况下，长期保持电网安全运行，调度与电网一体化是重要保障因素之一。
未来的电力系统运行较目前将呈现诸多新的特点，保障系统安全、高效运行的难度显著增加。间歇性、随机性的可再生能源基地不断接入；新技术、新设备等大量广泛应用；风电、太阳能发电、燃气发电等各种分布式电源大量接入配电网，电动汽车充换电等新型用电服务市场逐步加大，配电网规划和运行将更为复杂。继续坚持电网调度一体化非常重要，有利于根据新情况不断完善和升级调度功能，增强全系统整体协调控制能力，避免局部事故诱发大面积停电。
四是循序渐进，稳妥推进我国电力体制机制建设。
我国生产力水平与一次能源资源逆向分布的国情，以及现代电网日益显现的市场交易和优化配置资源的功能，客观上决定了我国电力发展必须走全国联网、大范围优化配置的道路，并建立与之相适应的管理体制和运行机制。
以往省内、区域内平衡为主的电力发展方式已难以为继，必须突破省间和区域壁垒，建立由省(自治区、直辖市)电力市惩国家电力市场构成的全国统一电力市场体系。省电力市场主要承担省内电力交易，是重要的基础市场；国家电力市场主要承担跨区跨省电力交易，适应全国范围优化资源配置的需要。以特高压为骨干网架的坚强智能电网，是国家电力市场的物质基矗国家电力交易中心和省电力交易中心与电网调度紧密融合，是全国统一电力市场体系的运作主体，在政府监管和社会监督下，开展公开、公平、公正的电力市场交易和服务。
在输配一体化条件下，完全可以通过建立独立的电网电价、放松发电侧和售电侧管制、加强电力监管等科学的制度设计，达到建立统一电力市场，促进竞争、提高效率的目的。输配一体化管理的电网由于运行方式更灵活、资源配置能力更强，更有利于新能源和分布式能源的发展。
构建有效竞争市常在发电侧改进发电上网和调度交易规则，逐步形成竞价上网和节能发电调度相结合的竞争性发电上网机制。售电侧在大用户与发电企业直接交易试点的基础上，逐步放开大用户选择权；根据市场条件，允许社会资本成立售电公司参加竞争。电网环节继续坚持输配一体化、调度与电网一体化，加强电力市场交易平台建设，规范调度管理、交易管理和市场监管。依托电力市场交易平台，构建发电、电网、售电和大用户等共同参与的“多买-多卖”的电力市常(作者系中国工程院院士)(第一财经日报)
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