摘要：泵站抽水电费是引黄工程输水运行过程中最重要的成本，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形成机制，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，并对形成的多种电价的优缺点进行分析，探讨适合引黄长远发展的电价模式。
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，并探讨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，引黄工程年输水量达到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”额度已不满足引黄供水需求，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，年用电量也达到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不足
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渐形成的。这种电价的优势主要表现在：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，还可参与发电企业直接交易，争取更优电价。不足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)，当最大需量不足变压器容量的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/kWh((0.4992+0.7190+0.2948)/3);另一种是大工业大用户与供电企业直接交易形成的电价。最大需量计费的电价，条件比较苛刻，比如实测需量小于合同确定值，按合同约定值计算基本电费，如果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实施意见》，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。因此，按以下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。①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。②基本电价以最大需量计算，36元/(kW•月)。当最大需量不足变压器容量的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。③引黄工程五座泵站全部三机正常运行时，实测最大需量不足变压器容量的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，即使三机正常运行时，最大实测需量在14.4万kW左右，不足变压器容量的40%，即15.944万kW。因此，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：
①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。
②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。
③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大工业电价分析比较
现对上述几种电价进行分析：
1)不参与大用户直接交易，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，最低电价也达到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，在引黄工程未达到设计规模，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以下，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，如果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。这种电价模式更经济，但对运行方式、设备可靠性要求非常高，比如，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。
3结语
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。这些方法和经验，对国内许多梯级调水工程都具有借鉴意义。
作者：赵志良 单位：山西省黄河万家寨水务集团有限公司
