北极星配售电网获悉，2015年湖南电网继续保持安全稳定运行，电力供应充足；电力市场运营正常有序，“三公”交易、调度工作取得良好成效；水能资源得到充分利用，节能减排成果显著。统调水电年发电量连续四年创历史最高纪录，风电等新能源发展迅速，但火电利用小时继续在低谷徘徊；统调20万千瓦及以上公用火电厂之间年度计划考核完成率偏差控制在±3%以内；发电权交易工作、电力用户与发电企业电力直接交易试点工作稳步实施。
现将四季度及全年电力市场交易的有关信息报告如下。
一、2015年四季度及全年电网运营情况
（一）电网用电情况
1、四季度，全省全社会用电量367.31亿千瓦时，同比减少0.80%。其中，第一产业4.11亿千瓦时，同比增长5.98%；第二产业238.84亿千瓦时，同比减少5.96%，其中工业用电233.48亿千瓦时，同比减少6.36%；第三产业50.37亿千瓦时，同比增长7.10%；城乡居民生活用电73.98亿千瓦时，同比增长13.18%。
四季度，湖南电网统调用电量266.54亿千瓦时，同比减少10.98%；统调最大负荷1965万千瓦，同比减少6.78%；日最大电量3.57亿千瓦时，同比减少9.95%；统调最小负荷645万千瓦，同比减少20.56%；日最小用电量2.24亿千瓦时，同比减少15.39%。
2、2015年湖南全省全社会用电量1447.63亿千瓦时，同比增长1.17%。第一产业用电量17.07亿千瓦时，同比减少21.37%；第二产业用电量886.55亿千瓦时,同比减少3.00%，其中工业用电866.96亿千瓦时，同比减少3.21%；第三产业215.45亿千瓦时，同比增长9.88%；城乡居民生活用电量328.56亿千瓦时，同比增长9.85%。
湖南电网统调用电量1087.62亿千瓦时，同比减少1.22%；统调最大负荷2280万千瓦（2月2日），同比增长8.14%；日最大电量4.29亿千瓦时（2月2日），同比增长4.88%；统调最小负荷502万千瓦（2月22日），同比减少13.35%；日最小用电量2.10亿千瓦时（6月20日），同比增长8.88%。
湖南省电力公司售电量1036.73亿千瓦时，同比增长0.79%（按同口径）。
（二）设备投产情况
1．机组投产及退役情况
(1)四季度新并网统调机组容量169.8万千瓦。包括：
火电机组2台，常德电厂#1、2机（66.0万千瓦/台）；
水电机组2台：蔡家洲#3机（0.95万千瓦）、土谷塘#1机（2.25万千瓦）；
风电：紫荆山、白云仙、望云山、贤良、东岗岭、水源、花地湾II期、黄甲岭、官家嘴、古台山、凤凰山风电场等共34.6万千瓦。
(2)2015年共投运统调机组容量217.0万千瓦，其中火电机组2台，容量132.0万千瓦；常规水电4台，容量5.1万千瓦；风电机组容量76.9万千瓦，生物质机组1台，容量3.0万千瓦。
2015年有1台统调火电机组进行了扩容降耗工作，增加容量3万千瓦。
2015年，无退役统调机组。此外，创元电厂已解网运行，永兴电厂多年未并网发电。
2015年末，湖南电网统调发电容量3134.9万千瓦。其中火电1810.5万千瓦（暂按火电扩容容量计，下同），占统调发电容量比重的57.8%；常规水电1027.2万千瓦，占统调发电容量比重的32.8%；抽水蓄能120.0万千瓦，占统调发电容量比重的3.8%；新能源177.2万千瓦，占统调发电容量比重的5.7%。
2．主网输变电设备投产情况
2015年，湖南电网新增220千伏及以上变压器12台，容量3800兆伏安，新增变电容量同比增长6.77%。新建500千伏变电站1座，新增变压器2台，容量2000兆伏安；新建220千伏变电站4座，改建变电站1座，扩建变压器4台，新建（含改建、扩建）变压器共10台，容量1800兆伏安。
新增220千伏及以上线路28条（净增13条），净增线路长度314千米，新增线路长度同比下降55.07%。投产500千伏线路5条（净增3条），长度278.6千米（净增149.6千米）；投产220千伏线路23条（净增10条），长度757.4千米（净增164.4千米）。
至2015年末，湖南电网已拥有500千伏变电站18座（含艳山红开关站），500千伏变压器29台，容量23500兆伏安，容量同比增长9.3%。220千伏变电站193座（含黄秧坪、顶光坡和康田开关站），220千伏变压器395台，容量48333兆伏安，容量同比增长5.55%，其中用户专用变电站39座，220千伏变压器136台，容量8403兆伏安，容量同比持平。
500千伏线路53条，长度4122千米（含葛岗线在湖南境内的91千米和孱复I、Ⅱ线在湖南境内的352千米），长度同比增长3.75%。220千伏线路467条，长度13706千米，长度同比增长2.71%，其中用户专用线路78条，长度1345千米，长度同比基本持平。
2015年电网建设主要解决了区域性结构薄弱问题，网架结构更趋合理，联系更加紧密。500千伏鼎功输变电工程投产增强了长沙电网的供电能力，提高了华岳电厂外送水平。株洲电厂#3机组改接至螃蟹嘴变，优化了株洲地区电源结构，减轻了云桂断面潮流。220千伏锑中线全线更换为耐热导线，提高了娄底西部中连、上渡、鹅塘的供电能力。
但是2015年新投电源集中在湘西北，电源分布不均的总体格局没有变化，电源建设与地区负荷分布不匹配。部分影响电网安全稳定运行的500/220千伏电磁环网问题依然突出，电网内部部分断面仍然存在输送功率重载情况，局部网架有待进一步加强，局部电网存在发生安全事故风险的可能。
（三）发电情况
1、四季度湖南电网统调电厂发电量229.21亿千瓦时，同比减少12.95%。其中火电发电量130.21亿千瓦时，同比减少33.27%，火电机组平均利用小时737小时；水电发电量89.50亿千瓦时，同比增长45.27%；新能源电厂发电量9.51亿千瓦时，同比增长45.03%。
2、2015年湖南电网统调发电量945.66亿千瓦时，同比减少0.58%，年计划考核完成率94.84%。
其中，火电发电量539.62亿千瓦时，同比减少7.25%，考核完成率84.62%。火电机组平均利用小时3096小时（利用小时暂按增容后容量计算，不含永兴容量，下同），同比减少438小时；其中20万千瓦及以上公用火电年计划考核完成率84.38%（不含常德电厂为85.47%），平均利用小时2882小时，同比减少426小时。
水电发电量374.98亿千瓦时，同比增长6.76%，考核完成率118.63%。
新能源发电量31.06亿千瓦时，同比增长71.26%，考核完成率66.77%。完成率偏低的主要原因是生物质电厂、部分风电未能如期投产。
注：（1）考核年计划完成率=（实际发电量-合同电量-电煤奖励电量+非计划停运损失电量+设备异常降出力损失电量+缺煤停机影响电量+煤质影响降低出力损失电量）/年计划（%）。
（2）利用小时=实际发电量/机组容量。新机利用小时按投运时间进行了折算，按火电增容容量计算。
3、水火电运营概况
(1)水电运行概况
①四季度降雨量湘中、湘东及湘西南异常偏多，其他偏少。主要水库流域中，柘溪降雨量是常年2倍、东江2.6倍，三板溪偏多19%，凤滩偏少1%、五强溪偏少17%、江垭偏少15%。降雨集中在11月中旬至12月上旬，其中湘中以南特多。11-16日湘中以南发生1961年以来最大冬汛。12月1-8日，湖南经历一轮持续强降雨过程，全省平均降雨量67.5毫米，是历年同期均值的的10倍多，达到了今年主汛期6月的降雨水平。
四季度水库来水异常偏多。其中柘溪是历年均值的2.9倍、东江3倍、三板溪1.8倍。五强溪偏多41%；凤滩偏少19%、江垭偏少55%。
四季度水库保持高水位运行。11月中旬至12月上旬，来水异常偏多，水电迅速转为大方式运行，并调整电网检修计划，暂停了三板溪全停检修工作及下游挂治、白市、托口、铜湾等电站的机组、输变电设备检修，确保三板溪及其下游电站以最大方式发电。尽管采取火电停机调峰、启停调峰、深度调峰、启用黑麋峰抽水等措施，但由于来水集中，负荷水平极低，峰谷差巨大，水电大量富余，无法在省内完全消纳，向省外售出2.24亿千瓦时弃水电量。
②2015年全省平均降雨量1597毫米，较常年偏多14%，较上年偏多9%。降雨量时间分配为1、2、3月偏少，4月特少，5月偏多，6月特多、8月略少、9月偏多、10月略偏少，11月、12月异常偏多。主要水库流域降雨量略偏多，其中，柘溪偏多9.7%、凤滩偏多4.6%、东江偏多5.7%、三板溪偏多5.7%，五强溪偏少14.5%、江垭偏少9.8%。
2015年主要水库来水分布不均，总体略偏少。其中三板溪偏少36.5%、东江偏少2.3%、凤滩偏少18.4%、江垭偏少22.6%，柘溪偏多7.4%、五强溪偏多2.4%。
2015年通过重复利用水库库容、联合调度上下游流域、挖潜小水电发电能力、开展跨省弃水电量应急交易等措施，水能得到充分利用。统调水电发电量又一次创造历史最高纪录，2015年水能利用提高率5.1%。全网统调节水增发电量17.8亿千瓦时。水电运行保证了电网可靠供电，防洪效益显著，并充分发挥了灌溉、通航、环保、供水作用。
2015年共向省外售出水电弃水应急交易电量3.16亿千瓦时。
(2)火电运行概况
①四季度统调用电水平下滑严重，同时出现历史罕见的“冬汛”，水电长时间保持大发方式，火电发电量远低于上年同期。因调峰困难，多台火电机组低谷深度调峰，最多时三台30千瓦机组同时启停调峰，部分电厂甚至出现短时机组全停，直至12月下旬火电才转为大方式运行。
由于发电量低于预期，耗煤量相对较低，本季度火电库存煤量保持较高水平，基本维持在400万吨左右，且各厂分布较为均匀。20万千瓦及以上火电（未含常德电厂）季末存煤382万吨，比季初减少51万吨，比上年同期减少104万吨。耗煤505万吨，同比减少293万吨；共调入电煤453万吨，同比减少298万吨，平均每天调入4.9万吨。
②2015年，湖南火电发电量水平继续深陷低谷并进一步下降。虽然火电电煤供应充足，价格平稳下降，库存煤量大部分时间保持在较高水平，但是火电发电空间严重不足，火电利用小时跌破3000小时，再次创造了近二十年来的最低纪录。火电运行方式随用电负荷、水电来水等变化波动大，调峰任务重，备用机组多，最小运行方式持续时间长。
2015年，电网调峰十分困难，湖南省电力公司采取了多种手段努力解决调峰问题，并得到了各火电企业的大力支持和配合。由于峰谷差加大，达到甚至超出电网正常调峰的极限，火电机组深度调峰已成常态，大唐石门、华电石门、长沙、金竹山、益阳、涟源、宝庆、黔东、株洲共9个电厂因调峰等原因不同程度发生机组全停，其中，黔东电厂在火电整体发电空间不足的情况下，同时受到湘西南电源群送出通道等影响，全停时间达到101天。但是，通过优化水电运行、启用黑麋峰抽水、置换三峡送湘电量、火电机组深度调峰、售出弃水电量等方式，大部分火电厂全停天数较上年明显减少。
2015年，湖南电网统调火电电煤供应充足，价格平稳下降，库存煤量大部分时间保持在较高水平。20万千瓦及以上火电（未含常德电厂）原煤消耗总量约2142万吨，比上年减少297万吨，入库总量约2034万吨，比上年减少531万吨。总最大库存567万吨（7月11日），最小库存200万吨（4月10日）。年末火电总存煤382万吨，比上年末减少104万吨。
2015年火电年度发电进度平衡继续取得较好成效，20万千瓦及以上统调公用火电厂（不含年底投产的常德电厂）年度发电计划考核完成率85.47%,连续第四年实现了20万千瓦及以上统调公用火电厂年度发电计划考核完成率与平均值偏差全部在±3%以内的目标。
2015年发电进度的平衡措施、实施过程得到了各火电企业、省经信委、能监办的认同和支持，对于不同时期暂时出现的差异予以了充分的理解。同时，年度计划保持了较高的稳定性也有利于平衡工作的开展。
但是，与进度平衡取得良好效果的前三年相比，2015年火电发电进度平衡工作存在更大的困难。
一是实际电量远低于计划电量。并且水电电量创下历史新高，火电电量处于极低水平，水、火实际比例与计划相比出现较大差异。二是平衡的时间与空间较往年更为有限。由于水电大发期长，火电长时间以小方式运行，几乎无法对火电方式进行调整，特别是11月至12月上中旬出现历史罕见冬汛，不仅降雨量大而且持续时间长，导致火电进度平衡限入极端被动之中，平衡时间十分有限。三是发电进度平衡仍然受到电网安全控制要求的影响。部分电网改造工作对发电的影响使平衡工作更加困难，如株洲电厂受株螃桂线相关工作影响，在5月至6月较长一段时间内需保持两台机组运行，使得其发电进度大幅超前。四是电力用户与发电企业直接交易开展时间较晚，两次交易分别于8月、10月进行，部分交易电量需追溯先前月份进行结算，重新修正相关电厂发电进度，由于时间有限，加大了平衡的难度。
2015年，湖南省电力公司在发电进度平衡工作中坚持“三公”原则，在确保电网安全运行和正常供电的前提下，针对全年火电发电空间严重不足的情况，结合湖南电网丰枯季节特性明显、不同区域的火电厂差异巨大、极端运行方式时间长等特点，统筹兼顾、灵活安排。坚持以全年平衡为目标，合理控制季度差距。利用有限的可调整时间和空间，有针对性地在月度计划、日计划和实时调度中合理安排、及时调整各火电厂开机方式及运行出力，缩小各种不利因素带来的差异。同时优化省外购电计划或合同的时序，尽最大可能地腾出火电发电及平衡调整的空间。此外，通过开展发电权交易，部分大容量机组获取了更多的发电空间，年度计划得到进一步优化，为平衡工作创造了有利条件。
通过采取各项措施，发电进度平衡工作取得了良好的成效，20万千瓦及以上统调公用火电厂年度发电计划考核完成率与平均值偏差均控制在±3%范围以内，除株洲、耒阳、黔东电厂外，其他各电厂达到±2%以内。
（四）电力用户与发电企业直接交易情况
按照湖南省电力用户与发电企业直接交易试点工作联席会议的协调安排，2015年湖南省电力用户与发电企业直接交易试点工作年初启动，3月底完成了双边交易申报，但由于电价调整等原因，直至2015年7月才正式开始。
2015年8月及10月，分别组织试点企业开展直接交易双边协商和集中撮合交易。
通过双边协商，44个用户与12个电厂达成了65笔2015年7月-12月直接交易意向，最终签订直接交易合同电量20.43亿千瓦时，交易价格采用顺价方式，发电企业和电力用户分别在上网标杆电价和大工业目录电度电价基础上降低1分/千瓦时。
通过集中撮合，4个用户与6个电厂达成了14笔2015年四季度交易合同，合同电量0.85亿千瓦时，交易价格采用顺价方式，发电企业和电力用户分别在上网标杆电价和大工业目录电度电价基础上降低0.5分/千瓦时。
（五）节能减排工作
2015年湖南电网继续开展了发电权交易工作，通过实行差别电量计划、关停机组发电指标转让及在役机组“以大代小”等方式，降低了电煤消耗，提高了能源效率，减少了污染物的排放，节能减排和优化资源配置都取得了良好的成效。
2015年通过积极组织、平等协商，湖南省电力公司分别与益阳电厂、耒阳电厂、湘潭电厂、华能岳阳电厂、涟源电厂、宝庆电厂、白沙电力公司、益阳石煤电厂、资兴电厂等发电企业签订了关停机组或在役大、小机组之间的电量计划转移协议7份。
2015年，实际结算发电权交易上网电量10.86亿千瓦时，比上年减少11.1%，超过国家电网公司下达指标27.8%；节约标煤约6.5万吨，减少二氧化硫排放约901吨，减少二氧化碳排放约17.0万吨。
通过替代发电，大机组利用小时得到提高，参与替代发电的统调机组利用小时约提高193小时。发电厂通过“以大代小”发电权交易减少了燃煤消耗量，煤耗率下降，节约了成本，提高了经济效益。
在做好火电“以大代小”工作的同时，科学利用水电，努力提高水能利用率，最大程度地实现节能减排的目标。2015年水电节水增发电量17.8亿千瓦时，折合节约原煤约91万吨，减少二氧化碳排放135万吨，减少二氧化硫排放750吨，节能减排取得良好效果。
（六）网间购售电交易情况
(1)四季度湖南电网从省外购入电量39.71亿千瓦时（含考核、偏差电量），同比增长9.43%，其中三峡26.10亿千瓦时，同比增长21.53%，葛洲坝5.89亿千瓦时，同比增长2.66%，购特高压等电量7.73亿千瓦时，同比减少14.89%。售出电量（含考核、偏差电量）2.38亿千瓦时，其中弃水交易电量2.24亿千瓦时。
(2)2015年湖南电网购入电量145.71亿千瓦时（含考核、偏差电量，下同），同比减少3.08%。其中三峡88.57亿千瓦时，同比增长5.09%，葛洲坝24.83亿千瓦时，同比增长7.71%，购特高压等电量32.31亿千瓦时，同比减少24.87%。
在签订2015年年度外购合同时考虑根据省内水火电预期情况，调减了特高压等购电合同；在实际运营中，由于实际用电低于预期，且水电发电量再创历史最高纪录，省内火电发电空间不足，利用小时严重偏低，通过调减购电合约、优化购电时序，以及跨月度、跨年度置换三峡分配湖南电量等形式，最大限度地为省内发电企业腾出了发电空间，促进了全省电力企业的协调发展。
2015年跨年度置换三峡应分湖南电量3.0亿千瓦时；与上年相比减少购外省年度合同电量30.7亿千瓦时；实际运营中调减购其他省电量合约3.1亿千瓦时。
2015年除三峡、葛洲坝外，实际从外省购电量中，执行年度合同电量占总外购的84%，短期及实时交易占16%。
从分月情况看，从外省购电集中在湖南电网用电高峰的月份，即1、3、7、8、12月，丰水期4、5、6、10月购外省电量基本为零。
从省外购电平均价格0.3241元/千瓦时（不含容量电费），同比降低0.0139元/千瓦时。其中，三峡持平，葛洲坝下降0.0002元/千瓦时，购特高压、西北电量等国网其他省电价较上年下降0.0188元/千瓦时。
2015年，售出电量3.74亿千瓦时，其中弃水交易电量3.16亿千瓦时，均价0.3005元/千瓦时。其他为临时支援、考核、偏差电量等。
二、电价执行及电费结算情况
1、2015年湖南省电力公司累计统调外购电费387.8亿元（含税，下同），购电均价0.4236元/千瓦时，与去年同期相比下降0.0148元/千瓦时。其中火电购电均价0.4812元/千瓦时；水电购电均价0.3772元/千瓦时；新能源购电均价0.4813元/千瓦时；网间购电均价0.3241元/千瓦时(未含容量电费)。电费均已及时足额支付。
2.新投统调机组调试差额资金情况。2015年，新投产统调电厂调试电量1.93亿千瓦时，其中水电厂0.05亿千瓦时，燃煤电厂1.88亿千瓦时。差额资金共计1842万元，其中蔡家洲水电站43万元，土谷塘水电站67万元，常德电厂1733万元。
2015年差额资金期初余额1605万元，2015年新增差额资金1842万元，差额资金期末余额3447万元。
三、2016年一季度形势预测及有关建议
（一）一季度形势预测
一季度，预计新投统调机组容量31.7万千瓦，其中，水电机组3台，容量4.2万千瓦（蔡家洲2台：0.95万千瓦/台，土谷塘1台，2.25万千瓦）；生物质机组1台，容量1.5万千瓦（蛇湾牧志）；风电约26万千瓦。
预计至一季度末，湖南电网统调发电容量3166.6万千瓦。其中火电1810.5万千瓦（含扩容容量），常规水电1031.4万千瓦，抽水蓄能120.0万千瓦，新能源204.7万千瓦。
一季度湖南用电水平的变化主要受到气温和春节的影响。根据气象预报，1、2月气候属暖冬，平均气温较常年偏高，较上年偏低，取暖用电需求较上年有一定增长。但是，经济形势没有明显起色，春节期间又是工业生产用电水平最低的时期。进入3月后，气温逐渐回暖，取暖负荷减少，各流域降雨开始增多，地方小水电出力得到一定恢复，统调用电水平有所下降。
预计一季度湖南电网统调用电量288亿千瓦时，同比下降2.2%，最大负荷需求2230万千瓦，同比减少2.2%。
根据气象预报，一季度湖南来水整体接近常年。当前大部分水电站水位较高，将按水库运行曲线消落，以满足电网用电需求和调峰为主，其中，东江2月中旬将进行二级洞闸门检修工作，水位需降至269米以下；三板溪是影响沅水全年运行的关键，将加大出力在3月20日前消落至死水位附近。预计水电可供电量约90亿千瓦时，同比增长37.8%。
新能源机组可提供电量13亿千瓦时，同比增长106.3%。
预计需火电发电量155亿千瓦时，同比减少16.2%，需电煤约650万吨。目前湖南火电存煤水平处于高位，且各厂分布相对均匀，如后期火电调煤正常，用煤需求可以得到保障。
根据华中交易中心跨区跨省交易初步计划等，预计一季度外购电量为30亿千瓦时,同比减少21.7%。
根据电力平衡预测分析，考虑预留备用后，一季度湖南用电需求可以得到满足，春节期间电力电量有较大富余。
（二）重点工作及建议
1、把握时机将主要水库按计划消落到位，请各水电企业密切配合，利用好库存水量，优化流域调度，提高水能利用率。一季度是水电检修的高峰期，影响水电大发的设备检修应在3月20日前基本完工。
2、请各火电厂加强机组运行维护工作，保证冬季大负荷期间机组的稳定运行，并继续做好电煤调运工作，确保电煤供应，提高电煤质量。
3、针对一季度用电负荷特性，优化外购电时序，特别是做好春节期间调峰工作。
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