工程最近抽水电价分析.docx

工程最近抽水电价分析摘要：泵站抽水电费是引黄工程输水运行经过中最重要的成本，尽可能降低电费对工程可持续发展具有重大意义。文中介绍了引黄工程近年的电价构成机制，重点以引黄工程当前规模下的正常运行方式为基础，分别按两部制大工业用电、大用户直接交易的电价政策，对电价进行测算，并对构成的多种电价的优缺点进行分析，讨论合适引黄长远发展的电价形式。关键词：泵站；抽水；电价；测算山西省万家寨引黄入晋工程是一项高扬程、长距离大型调水工程，它从晋西北的黄河万家寨水库取水，经总干线、南干线、北干线分别向太原、朔州、大同供水。工程投运以来，有效缓解了制约山西地方经济可持续性发展的水资源紧缺问题。由于要多级泵站串联提水，其中向太原最多要经过五级泵站总干线3座泵站，南干线2座泵站提水，总扬程达636m，在引黄工程运行成本中电费占到很大的比例。公司在输水运行中，通过探索和执行经济运行方式，合理使用各类电价政策等措施，不断挖潜，有效地降低了供水成本。在全国类似的调水工程中，吨水耗电指标保持在优秀水平。本文主要从电价政策方面，对引黄工程近年供水规模下的抽水电费成本进行分析测算，并讨论引黄工程输水运行方式。1目前泵站提水用电电价构成近年来，引黄工程各提水泵站用电主要执行枢纽“视同内部用电电价与单一制大用户直接交易电价相结合的用电政策。1.13亿千瓦时枢纽“视同内部用电电价引黄工程从2008年起执行万家寨水电站内部电价，即“视同内部用电，额度为每年3亿kWh。“视同内部用电综合电价为0.4386元/kWh后由于政府性基金和附加的变化而有所调整。电价构成：电网成本补偿费0.06元/kWh、各种政府性基金及附加0.0457元/kWh、上网交易电价0.18元/kWh万家寨水电站内部电价、电能输配电损耗折价0.0157元/kWh、投资收益折价0.1372元/kWh。2011年之前，引黄工程年输水量在1亿m3左右，均可使用3亿kWh的“视内内部用电额度。1.2新增1亿千瓦时枢纽“视同内部用电电价2012年，由于汾河生态水量增加且成为常态供水，以及北干线工程投运，引黄工程年输水量到达2亿m3以上，年用电量也增加到4亿kWh以上，每年3亿kWh的“视同内部用电额度已不知足引黄供水需求，而高于额度部分的用电将执行一般工商业用电，引黄工程供水成本将大幅增加。在省政府的支持下，引黄工程争取到1亿kWh的新增“视同内部用电，综合电价为0.4986元/kWh。电价构成：电网成本补偿费0.12元/kWh、各种政府性基金及附加0.0457元/kWh、上网交易电价0.18元/kWh、电能输配电损耗折价0.0157元/kWh、投资收益折价0.1372元/kWh。1.3单一制大用户直接交易电价2014年引黄年输水量增加到近3亿m3，年用电量也到达6亿多千瓦时。为解决引黄用电问题，在山西省政府及有关部门的支持下，结合山西省发电企业直接交易试点输配电价政策，引黄工程在上述1.1和1.2电价的基础上，以单一制大用户直接交易电价为补充：如2015年选择龙口电厂和昱光电厂进行直接交易，其中龙口电厂直接交易电价0.4850元/kWh，昱光电厂直接交易电价0.4799元/kWh。1.4目前引黄泵站电价的优势和缺乏引黄目前的泵站电价政策是针对引黄工程特点，在省政府大力协调下逐步构成的。这种电价的优势主要表如今：枢纽内部用电电价相对较低，2015年引黄工程泵站用电量共6.2536亿kWh，平均电价为0.4652元/kWh；单一制大用户直接交易电价无基本电价，还可介入发电企业直接交易，争取更优电价。缺乏之处是上述电价专门针对引黄工程，而不属于电网销售电价，政策风险较大。2采用两部制大工业电价测算正常情况下，引黄工程六座泵站应执行两部制大工业用电电价。为此，本段文章主要测算引黄工程当前供水规模下的两部制大工业电价。2.1两部制大工业电价政策大工业用电电价由基本电价和电度电价组成。1大工业用电电价基本电价有两种计算方法：一种是以最大需量计算，36元/kW月，当最大需量缺乏变压器容量的40%时，按变压器容量的40%计算最大需量；另一种是以变压器容量计算，24元/kVA月。基本电价按变压器容量或最大需量计费，由用户选择，但一年内保持不变。电度电价也分两种，一种是直接执行电网销售电价，2016年的110kV大工业用电平价电度电价为0.4992元/kWh，峰价为0.7190元/kWh，谷价0.2948元/kWh，峰谷平电价均价为0.5043元/kWh0.4992+0.7190+0.2948/3；另一种是大工业大用户与供电企业直接交易构成的电价。最大需量计费的电价，条件比拟苛刻，比方实测需量小于合同确定值，按合同约定值计算基本电费，假如实际最大需量超过合同确定值，则会对超过部分基本电费加倍收取。而且对最大需量的使用时间都有一定的要求。2大用户直接交易政策根据2015年（山西省电力用户与发电企业直接交易施行意见），引黄工程泵站符合大用户直接交易的条件。2.2基本数据1近年引黄工程年引水量约3.39亿m3，其中南干线2.69亿m3约占80%，北干线0.7亿m3约占20%，其中平鲁泵站上水0.2亿m3，按南干线单方水耗电量2.1kWh/m3含总干线，总干线1.2kWh/m3，平鲁泵站0.6kWh/m3计算，年用电量约6.6亿kWh。2根据工程设计特点每年最长引水时间为10个月及电价政策使用要求，抽水运行方式对最终用电量、电价有较大影响。因而，按下面两种常用的机组运行方式进行测量：方式一：总干线双机运行，南干线双机为主、单机为辅运行，10个月完成全年供水任务，平均每月总干线引水3390万m3，向南干线输水2690万m3，向北干线输水700万m3，月均用电量6600万kWh；方式二：总干线三机运行，南干线三机为主、双机为辅运行，8个月完成全年供水任务，平均每月总干线引水4240万m3，向南干线输水3360万m3，向北干线输水880万m3，则月均用电量8260万kWh。3变压器容量、最大需量、实际需量目前引黄工程各泵站变压器总容量为39.86万kVA。基本电价以变压器容量计算，24元/kVA月。基本电费为39.86×24=956.64万元。基本电价以最大需量计算，36元/kW月。当最大需量缺乏变压器容量的40%时，按变压器容量的40%计算最大需量，即39.86×40%=15.944万kW。基本电费为15.944×36=573.984万元。引黄工程五座泵站全部三机正常运行时，实测最大需量缺乏变压器容量的40%，即15.944万kW。2.3采用两部制大工业电价测算泵站用电电价大工业电费由基本电费和电度电费组成，每度电的实际单价与两个因素有关，一是基本电价是采用容量计算还是采用需量计算；二是每月的实际用电量，理论上每月用电量越大，实际电价越低，而每月用电量与引黄工程年供水量及全年运行方式有关。2.4按实际计量需量及大工业大用户直接交易测算电价目前引黄工程总干线、南干线五座泵站的主要运行方式为三机或双机运行为主，即便三机正常运行时，最大实测需量在14.4万kW左右，缺乏变压器容量的40%，即15.944万kW。因而，对引黄工程而言，执行需量电价也不是最经济的。从2.3中可看出，按需量和大用户直接交易的大工业用电测算的电价，相对较低，下面按实际需量，并执行大用户直接交易来进行电价测算。1基本数据本节所取的实际需量，是按220kV方城变电站实际测得的引黄工程各泵站用电需量进行估测，基本数据如下：在按全年10个月完成输水任务时，总干线、南干线双机运行，最大需量约9.64万kW，或者总干线双机、南干线单机运行，最大需量约7.93万kW。按全年8个月完成输水任务时，总干线、南干线三机运行，最大需量约14.43万kW，或者总干线三机、南干线双机运行，最大需量约12.72万kW。电厂侧电价仍取0.28元/kWh，则峰谷平相关电价分别为：平价为0.401957元/kWh；峰价为0.602936元/kWh；谷价为0.215047元/kWh，峰谷平电价均价为0.406647元/kWh。2全年10个月运行的测算电价电价9：总干线、南干线双机运行时，实际需量约9.64万kW，基本电费=9.64×36=347.04万元，月用电量6930万kWh，测算电价为0.4567元/kWh。电价10：总干线双机运行，南干线单机运行时，实际需量约7.93万kW，基本电费=7.93×36=285.48万元，月用电量5727万kWh，测算电价为0.4565元/kWh。3全年8个月运行的测算电价电价11：总干线、南干线三机运行时，实际需量约14.43万kW，月基本电费=14.43×36=519.48万元，月用电量10400万kWh，平均电价为0.4566元/kWh。电价12：总干线三机运行、南干线双机运行时，实际需量约12.72万kW，月基本电费=12.72×36=457.92万元，月用电量9193万kWh，平均电价为0.4565元/kWh。2.5大工业电价分析比拟现对上述几种电价进行分析：1不介入大用户直接交易，而完全执行电网销售电价的两部制电价政策，即电价1、2、3、4，最低电价也到达0.5738元/kWh，将极大增加引黄工程抽水成本。2对于参加大用户直接交易，且基本电价按变压器容量计算，即电价5、6，当电厂侧0.28元/kWh时，电价最低为0.5225元/kWh，在引黄工程未到达设计规模，负荷偏小的情况下，抽水成本也较高。3对于参加大用户直接交易，但基本电价按最大需量计算，即电价7、8，当电厂侧0.28元/kWh时，电价可降至0.5元/kWh下面，而且总干线、南干线三机运行时，可低至0.4761元/kWh，这个电价虽高于3亿千瓦时枢纽“视同内部用电电价，但低于新增1亿千瓦时枢纽“视同内部用电电价和2015年的龙口电厂、昱光电厂大用户直接交易电价。这种电价符合现行电价政策，电价较低，而且发电企业充分竞争时，可能获得更低的价格。缺点方面一是引黄工程目前以三机运行为主的方式下，实际需量达不到主变总容量的40%，但仍需按容量的40%计算，假如运行中实际需量超过合同值，还可能加倍收取超额基本电费；二是当泵站停运时主变需报停，而且报停期间时泵站用电由葛家山、下土寨变电站供电，这部分用电平均单价较高；三是采用大工业用电电价后，有可能会永久取消3亿千瓦时优惠内部电价，且发电企业电价较高时，引黄工程用电成本也随之上升。4对于参加大用户直接交易，同时基本电价能按实际需量计算，即电价9、10、11、12，当电厂侧0.28元/kWh时，电价可降到0.4566元/kWh左右。这种电价形式更经济，但对运行方式、设备可靠性要求非常高，比方，实际运行中由于流量调节、水位控制、设备故障等原因，很难做到每个月都是同一种运行方式，当出现单/双机或者双/三机运行，这部分月份的电价会较高。而且目前电网没有这种电价规定，还需要给引黄工程专门的电价政策。引黄工程施工难度大、线路长，而且需多级提水，运行成本较高。成本控制是保证引黄工程长远发展的基础。公司一直致力于抽水成本核算，通过探索经济运行方式、节能降耗等措施，使吨水耗电量保持在较低水平，同时引黄工程作为造福三晋的民生工程，要认真研究电价政策，争取各种优惠措施和支持，使电费得到有效控制。这些方法和经历，对国内很多梯级调水工程都具有借鉴意义。