60万千瓦及以上机组利用小时数明显低于30万千瓦级机组，也低于常规燃煤机组平均利用小时数，存在发电小时数倒挂现象，这不利于中国电力行业的节能减排。

一般而言，容量等级较高的常规燃煤机组参数高、煤耗低，而容量等级较低的常规燃煤机组则参数低、煤耗高。按照节能减排工作的要求，应安排大容量、低能耗机组多发电。60万千瓦及以上、30万千瓦级常规燃煤机组利用小时数倒挂，暴露出哪些问题?

在广东，广东大唐国际潮州发电有限责任公司3、4号机组容量均为100万千瓦，但去年利用小时数分别为2655、3031小时，远低于去年广东30万千瓦级机组的平均利用小时数6109小时;华能国际电力公司海门电厂1号机组容量为103.6万千瓦，去年利用小时数也仅为5484小时。

“受500千伏惠茅双回断面限制，粤东电源总计窝电约150万千瓦，造成部分大机组利用小时数偏低。”电监会总监、新闻发言人谭荣尧说，由于60万千瓦及以上机组大多需要通过高电压等级网络送电，一些省份内由于电网网架结构原因导致高电压等级网络下送容量不足，大机组出力受限而窝电，位于负荷中心区的30万千瓦级机组只能多发电。

电量形成主要依据政府有关部门下达的年度预期目标制定，部分地区在下达年度预期目标时，大小机组之间没有按照有关要求拉开档次，也造成个别地区安排的电量出现倒挂。在吉林，华能九台电厂两台66万千瓦机组的合同利用小时数为2842小时，低于双辽电厂、大唐长春三热、白山热电等30万千瓦级发电机组的利用小时数。

同时，由于60万千瓦及以上机组调峰能力较强，电力调度机构通常也会利用其这一特点进行更多的深度调峰，造成60万千瓦及以上机组负荷率较低，进而影响利用小时数。

在西部地区，新投产的60万千瓦级常规燃煤机组均是空冷机组，在超设计高温下无法满负荷运行，高出力一般在50万千瓦-55万千瓦，在一定程度上影响了全年的利用小时数。

此外，以省为单位的计划模式与电源布局不适应，也限制了部分大型机组发挥作用。江苏30万千瓦级机组平均利用小时数5858小时，而华东区域内的浙江、福建、安徽、上海60万千瓦及以上机组平均利用小时数分别为5782小时、4608小时、5437小时、5125小时。

贵州盘南电厂、发耳电厂各有4台60万千瓦机组，由于缺煤，平均利用小时数分别为4832小时、4431小时，比30万千瓦级机组的平均利用小时数5706小时分别低874小时、1275小时。“缺煤停机也导致了大容量机组利用小时偏低。”谭荣尧说。

针对以上问题，谭荣尧建议，各级电网企业应更加重视大容量等级电源送出工程的配套建设，改善窝电和电网“卡脖子”情况，提高现有电网输送能力;电力调度机构要合理安排机组开机和运行方式，以提高60万千瓦及以上机组平均负荷率与利用小时数。

“政府部门也要合理安排机组年度合同电量，并在有条件的地区系统地开展合同电量优化工作，支持发电集团内部或发电企业之间优化不同机组的合同上网电量，为大型高效机组多发电创造条件。”谭荣尧。

谭荣尧同时强调，解决大容量机组与小容量机组利用小时数倒挂问题，应更加重视电力市场机制建设，发挥市场对资源配置的基础性作用。“要发挥大电网的优势，加大跨省跨区电能交易监管，在更大范围内促进电能资源优化配置;逐步完善和改革现有的政府主导的电量计划分配制度，发挥区域市场平台的作用，建立灵活多样的电能交易机制，大力开展发电权交易，使大型高效机组在市场中发挥更大的作用。”
据分析，造成60万千瓦及以上、30万千瓦级常规燃煤机组利用小时数倒挂的原因有五方面：一是电网网架结构不合理，造成60万千瓦及以上机组出力受限。二是现行电量形成方式不利于60万千瓦及以上机组多发电，60万千瓦及以上机组负荷率较低。三是大容量空冷机组受自身技术因素制约出力受限。四是以省为单位的计划模式与电源布局不适应，市场配置资源的作用发挥不够，限制了部分大型机组发挥作用。五是近几年新投产大容量等级机组由于缺煤停机，导致利用小时数偏低。