最近工作上，搞太多增量配网、多能互补、微电网等电改相关的东西了，也不算特别顺利，回归技术层面，回归本源，说一千道一万，电改的目的不就优化系统效率么，那么就谈谈效率方面的事儿。
何谓电力系统效率
效率这词很容易明白，电力系统效率也一样。也就是说电力系统不是越可靠越好，要讲究一个性价比和利用效率，冗余多了会造成极大的浪费。
好吧，言归正传，电力系统这个系统比较复杂，说点拗口的专业的描述：
“一个复杂的、形成的具有网络结构特征的，多个参与主体和投资主体相互作用，相互影响以电力和热力为主要产品、以能源生产、和消费为主要功能的投入产出系统。”
是挺复杂的，简单点说，效率主要由发电企业、电网企业和电力用户三个主体自身运行效率以及相互作用决定。
发电企业：主要由发电设备利用效率、原料产出效率、发电经济效率等因素决定。
电网企业：主要由电网传输效率、电网结构、电力设备与设施运行效率及损耗等因素决定。
电力用户：这方面以往被遗忘，现在越来越被重视，比如节能和能效管理，需求侧管理等等，可以为提高电力系统整体效率做出贡献。
当然，还有些外部因素的影响，比如国家可再生能源政策和环境保护政策，影响系统的效率。
这里面因素太多，我们需要简化下，不然根本说不完。
从发电企业、电网企业和电力用户择取三个指标，分别是：可再生能源利用效率，设备利用效率和需求侧管理效率。个人感觉，这三个指标还是符合趋势和代表性的。
我国电力系统效率
总体而言，我国电力系统效率显然是不高的，比较冗余，这里面有很多原因，下面再详细说，先说说效率不高的表现，就从三个指标说起。
首先说说，最主要的，设备利用效率。
这里面应该包括火电设备利用小时，电网负载率，网损率等方面。
火电设备利用小时数，最近经常提到，去年火电设备利用小时进一步降至4165小时，为1964年以来年度最低，火电企业日子相当难过。5100小时左右，应该是盈亏平衡点集中区，目前的火电设备效率堪忧。
电网负载率，以我国最具活力的长三角地区的华东电网为例， 500k V 输电线路轻载情况相对较为严重，大部分线路处于长期轻载的情况，只有相对少数线路负载率超过 50%，其他电压等级也类似。
近年来，由于电力电量的增长速度放缓，冗余程度还在上升。
考虑电网可靠性，相对保守的情况下，输电线路合理平均负载率应位于 40%左右。这样看来我国电网设备的冗余度是非常高的，大马拉小车，设备晒太阳的比例不小。
网损率，我国2013年电网综合线损率为6.67%，居世界同等供电负荷密度条件国家的先进水平，但与网损率最低的国家如日本、德国相比还存在差距。
其次是，可再生能源利用效率。
这里面应该包括可再生能源装机占比，弃风弃光，新能源最大利用小时数等方面。
可再生能源装机占比我国目前超过30%，绝对量是比较高的，但是占比和发达国家还是有较大差距;弃风弃光就不说了，非常严重的问题;最大利用小时数，国际排名也是很低的。
最后是，需求侧管理效率。
这里面主要涉及负荷率。
何谓负荷率?是指年平均负荷与年最大负荷的比值。负荷率越小，说明平均负荷与最大负荷之间的差距越大峰谷差异较大，电力系统运行效率与经济性都比较差。
我国要电网负荷率逐年减小，峰谷差越来越大，除华北电网32.5%和西北电网29.4%外均超过35%。全国各主要电网的调峰能力普遍不足。
提高负荷率是一项系统工程，需要在发电企业、电网企业、电力用户联合实施管理措施。尤其是需求侧管理，可以提高负荷率，缩小峰谷差。
所以，不管是从电源侧、电网侧，还是用户侧，咱们国家的电力系统的效率都偏低，不是说不可靠，而是某些方面太可靠，过于冗余了。
国外电力系统效率
这里的国外，肯定是指的发达国家。
上面说国内的时候，其实也附带着提到了国外，可再生能源利用率和需求侧管理效率就不说了，都知道国外电力市场开展的早，这两方面肯定大幅领先国内。
重点说说设备利用层面。
有些数据，日本、美国的电量线路比分别为 3008 万千瓦时/千米和 1486 万千瓦时/千米，我国是972 万千瓦时/千米。
澳大利亚电网40%的500kV线路的平均负载率超过50%，上面看到的华东电网是8%，多大的冗余和浪费。
又要说到特高压了，在这么高的电网冗余程度下，还要上这么惊人投入的特高压?只会继续加大电力系统冗余度，极大降低系统效率，最后这些钱都摊到电价里面，加大群众的用电成本。
差异的原因和建议
为什么存在这么大的差别?简单概括，一是规划建设思路，二是市场机制发展。
规划建设思路。我们的规划建设，通常都是考虑可靠不出事，容载比高高的，N-1，N-2时刻准备着，基于国情嘛，供电安全问题是最大的问题，帽子问题，而国外都是竞争性盈利企业，肯定是要基于可靠性和经济性的均衡考虑。
这点非常明显，而且，国外电力市发展成熟，可靠性和经济性之间的区别越来越模糊。可靠性问题大都同时是经济性方面的问题，它会影响电力市场的不同参与者采取不同的行为
PJM认为：电力市场调度的输电约束就是经济性约束，只要是在事故之前电力系统经过调整能够维持在可靠性限制之内运行，经济性约束不应该视为违反了可靠性标准。这种观点是合理的，因为提供充足的输电能力以保证所有系统状态条件下市场的有效竞争，代价过于昂贵。
而且国外会定期对电网充裕度进行评估，以指导后续，国内的评估近年来也开始做了，但是还远不如国外的实际和有效。
市场机制发展，这个是显而易见的，新能源发电小时，需求侧管理这些都和电力市场有关，单纯靠政策，效果非常有限，市场机制提高效率，这句话已经被证明了无数次了，就不多说了。
关于建议，除了以上两大点以外，还有些具体的。
比如发电侧的合理控制装机规模，优化调整电源结构，提高火电调峰能力;电网侧的优化网架，合理评估建设需求等;需求侧的完善现行电价政策，充分发挥峰谷分时电价杠杆作用，推广负荷聚合机制等需求侧响应措施等。
所以说，电改只是手段，提高系统效率才是目的，本源更应该被关注。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201809/21/296346.html
