摘要：泵站抽水電費是引黃工程輸水運行過程中最重要的成本，盡可能降低電費對工程可持續發展具有重大意義。文中介紹了引黃工程近年的電價形成機制，重點以引黃工程當前規模下的正常運行方式為基礎，分別按兩部制大工業用電、大用戶直接交易的電價政策，對電價進行測算，并對形成的多種電價的優缺點進行分析，探討適合引黃長遠發展的電價模式。

關鍵詞：泵站 抽水 電價 測算

山西省萬家寨引黃入晉工程是一項高揚程、長距離大型調水工程，它從晉西北的黃河萬家寨水庫取水，經總干線、南干線、北干線分別向太原、朔州、大同供水。工程投運以來，有效緩解了制約山西地方經濟可持續性發展的水資源緊缺問題。由于要多級泵站串聯提水，其中向太原最多要經過五級泵站(總干線3座泵站，南干線2座泵站)提水，總揚程達636m，在引黃工程運行成本中電費占到很大的比例。公司在輸水運行中，通過探索和執行經濟運行方式，合理使用各類電價政策等措施，不斷挖潛，有效地降低了供水成本。在全國類似的調水工程中，噸水耗電指標保持在優秀水平。本文主要從電價政策方面，對引黃工程近年供水規模下的抽水電費成本進行分析測算，并探討引黃工程輸水運行方式。

1目前泵站提水用電電價構成

近年來，引黃工程各提水泵站用電主要執行樞紐“視同內部用電”電價與單一制大用戶直接交易電價相結合的用電政策。1.13億千瓦時樞紐“視同內部用電”電價引黃工程從2008年起執行萬家寨水電站內部電價，即“視同內部用電”，額度為每年3億kWh。“視同內部用電”綜合電價為0.4386元/kWh(后由于政府性基金和附加的變化而有所調整)。電價構成：電網成本補償費0.06元/kWh、各種政府性基金及附加0.0457元/kWh、上網交易電價0.18元/kWh(萬家寨水電站內部電價)、電能輸配電損耗折價0.0157元/kWh、投資收益折價0.1372元/kWh。2011年之前，引黃工程年輸水量在1億m3左右，均可使用3億kWh的“視內內部用電”額度。

1.2新增1億千瓦時樞紐“視同內部用電”電價

2012年，由于汾河生態水量增加且成為常態供水，以及北干線工程投運，引黃工程年輸水量達到2億m3以上，年用電量也增加到4億kWh以上，每年3億kWh的“視同內部用電”額度已不滿足引黃供水需求，而高于額度部分的用電將執行一般工商業用電，引黃工程供水成本將大幅增加。在省政府的支持下，引黃工程爭取到1億kWh的新增“視同內部用電”，綜合電價為0.4986元/kWh。電價構成：電網成本補償費0.12元/kWh、各種政府性基金及附加0.0457元/kWh、上網交易電價0.18元/kWh、電能輸配電損耗折價0.0157元/kWh、投資收益折價0.1372元/kWh。

1.3單一制大用戶直接交易電價

2014年引黃年輸水量增加到近3億m3，年用電量也達到6億多千瓦時。為解決引黃用電問題，在山西省政府及有關部門的支持下，結合山西省發電企業直接交易試點輸配電價政策，引黃工程在上述1.1和1.2電價的基礎上，以單一制大用戶直接交易電價為補充：如2015年選擇龍口電廠和昱光電廠進行直接交易，其中龍口電廠直接交易電價0.4850元/kWh，昱光電廠直接交易電價0.4799元/kWh。

1.4目前引黃泵站電價的優勢和不足

引黃目前的泵站電價政策是針對引黃工程特點，在省政府大力協調下逐漸形成的。這種電價的優勢主要表現在：樞紐內部用電電價相對較低，2015年引黃工程泵站用電量共6.2536億kWh，平均電價為0.4652元/kWh;單一制大用戶直接交易電價無基本電價，還可參與發電企業直接交易，爭取更優電價。不足之處是上述電價專門針對引黃工程，而不屬于電網銷售電價，政策風險較大。

2采用兩部制大工業電價測算

正常情況下，引黃工程六座泵站應執行兩部制大工業用電電價。為此，本段文章主要測算引黃工程當前供水規模下的兩部制大工業電價。

2.1兩部制大工業電價政策

大工業用電電價由基本電價和電度電價組成。1)大工業用電電價基本電價有兩種計算方法：一種是以最大需量計算，36元/(kW•月)，當最大需量不足變壓器容量的40%時，按變壓器容量的40%計算最大需量;另一種是以變壓器容量計算，24元/(kVA•月)。基本電價按變壓器容量或最大需量計費，由用戶選擇，但一年內保持不變。電度電價也分兩種，一種是直接執行電網銷售電價，2016年的110kV大工業用電平價電度電價為0.4992元/kWh，峰價為0.7190元/kWh，谷價0.2948元/kWh，峰谷平電價均價為0.5043元/kWh((0.4992+0.7190+0.2948)/3);另一種是大工業大用戶與供電企業直接交易形成的電價。最大需量計費的電價，條件比較苛刻，比如實測需量小于合同確定值，按合同約定值計算基本電費，如果實際最大需量超過合同確定值，則會對超過部分基本電費加倍收取。而且對最大需量的使用時間都有一定的要求。2)大用戶直接交易政策根據2015年《山西省電力用戶與發電企業直接交易實施意見》，引黃工程泵站符合大用戶直接交易的條件。

2.2基本數據

1)近年引黃工程年引水量約3.39億m3，其中南干線2.69億m3(約占80%)，北干線0.7億m3(約占20%，其中平魯泵站上水0.2億m3)，按南干線單方水耗電量2.1kWh/m3(含總干線)，總干線1.2kWh/m3，平魯泵站0.6kWh/m3計算，年用電量約6.6億kWh。

2)根據工程設計特點(每年最長引水時間為10個月)及電價政策使用要求，抽水運行方式對最終用電量、電價有較大影響。因此，按以下兩種常用的機組運行方式進行測量：方式一：總干線雙機運行，南干線雙機為主、單機為輔運行，10個月完成全年供水任務，平均每月總干線引水3390萬m3，向南干線輸水2690萬m3，向北干線輸水700萬m3，月均用電量6600萬kWh;方式二：總干線三機運行，南干線三機為主、雙機為輔運行，8個月完成全年供水任務，平均每月總干線引水4240萬m3，向南干線輸水3360萬m3，向北干線輸水880萬m3，則月均用電量8260萬kWh。

3)變壓器容量、最大需量、實際需量目前引黃工程各泵站變壓器總容量為39.86萬kVA。①基本電價以變壓器容量計算，24元/(kVA•月)。基本電費為39.86×24=956.64萬元。②基本電價以最大需量計算，36元/(kW•月)。當最大需量不足變壓器容量的40%時，按變壓器容量的40%計算最大需量，即39.86×40%=15.944萬kW。基本電費為15.944×36=573.984萬元。③引黃工程五座泵站全部三機正常運行時，實測最大需量不足變壓器容量的40%，即15.944萬kW。

2.3采用兩部制大工業電價

測算泵站用電電價大工業電費由基本電費和電度電費組成，每度電的實際單價與兩個因素有關，一是基本電價是采用容量計算還是采用需量計算;二是每月的實際用電量，理論上每月用電量越大，實際電價越低，而每月用電量與引黃工程年供水量及全年運行方式有關。

2.4按實際計量需量及大工業大用戶直接交易測算電價

目前引黃工程總干線、南干線五座泵站的主要運行方式為三機或雙機運行為主，即使三機正常運行時，最大實測需量在14.4萬kW左右，不足變壓器容量的40%，即15.944萬kW。因此，對引黃工程而言，執行需量電價也不是最經濟的。從2.3中可看出，按需量和大用戶直接交易的大工業用電測算的電價，相對較低，下面按實際需量，并執行大用戶直接交易來進行電價測算。

1)基本數據本節所取的實際需量，是按220kV方城變電站實際測得的引黃工程各泵站用電需量進行估測，基本數據如下：

①在按全年10個月完成輸水任務時，總干線、南干線雙機運行，最大需量約9.64萬kW，或者總干線雙機、南干線單機運行，最大需量約7.93萬kW。

②按全年8個月完成輸水任務時，總干線、南干線三機運行，最大需量約14.43萬kW，或者總干線三機、南干線雙機運行，最大需量約12.72萬kW。

③電廠側電價仍取0.28元/kWh，則峰谷平相關電價分別為：平價為0.401957元/kWh;峰價為0.602936元/kWh;谷價為0.215047元/kWh，峰谷平電價均價為0.406647元/kWh。

2)全年10個月運行的測算電價電價9：總干線、南干線雙機運行時，實際需量約9.64萬kW，基本電費=9.64×36=347.04萬元，月用電量6930萬kWh，測算電價為0.4567元/kWh。電價10：總干線雙機運行，南干線單機運行時，實際需量約7.93萬kW，基本電費=7.93×36=285.48萬元，月用電量5727萬kWh，測算電價為0.4565元/kWh。

3)全年8個月運行的測算電價電價11：總干線、南干線三機運行時，實際需量約14.43萬kW，月基本電費=14.43×36=519.48萬元，月用電量10400萬kWh，平均電價為0.4566元/kWh。電價12：總干線三機運行、南干線雙機運行時，實際需量約12.72萬kW，月基本電費=12.72×36=457.92萬元，月用電量9193萬kWh，平均電價為0.4565元/kWh。

2.5大工業電價分析比較

現對上述幾種電價進行分析：

1)不參與大用戶直接交易，而完全執行電網銷售電價的兩部制電價政策，即電價1、2、3、4，最低電價也達到0.5738元/kWh，將極大增加引黃工程抽水成本。

2)對于參加大用戶直接交易，且基本電價按變壓器容量計算，即電價5、6，當電廠側0.28元/kWh時，電價最低為0.5225元/kWh，在引黃工程未達到設計規模，負荷偏小的情況下，抽水成本也較高。

3)對于參加大用戶直接交易，但基本電價按最大需量計算，即電價7、8，當電廠側0.28元/kWh時，電價可降至0.5元/kWh以下，而且總干線、南干線三機運行時，可低至0.4761元/kWh，這個電價雖高于3億千瓦時樞紐“視同內部用電”電價，但低于新增1億千瓦時樞紐“視同內部用電”電價和2015年的龍口電廠、昱光電廠大用戶直接交易電價。這種電價符合現行電價政策，電價較低，而且發電企業充分競爭時，可能獲得更低的價格。

缺點方面一是引黃工程目前以三機運行為主的方式下，實際需量達不到主變總容量的40%，但仍需按容量的40%計算，如果運行中實際需量超過合同值，還可能加倍收取超額基本電費;二是當泵站停運時主變需報停，而且報停期間時泵站用電由葛家山、下土寨變電站供電，這部分用電平均單價較高;三是采用大工業用電電價后，有可能會永久取消3億千瓦時優惠內部電價，且發電企業電價較高時，引黃工程用電成本也隨之上升。

4)對于參加大用戶直接交易，同時基本電價能按實際需量計算，即電價9、10、11、12，當電廠側0.28元/kWh時，電價可降到0.4566元/kWh左右。這種電價模式更經濟，但對運行方式、設備可靠性要求非常高，比如，實際運行中由于流量調節、水位控制、設備故障等原因，很難做到每個月都是同一種運行方式，當出現單/雙機或者雙/三機運行，這部分月份的電價會較高。而且目前電網沒有這種電價規定，還需要給引黃工程專門的電價政策。

3結語

引黃工程施工難度大、線路長，而且需多級提水，運行成本較高。成本控制是保證引黃工程長遠發展的基礎。公司一直致力于抽水成本核算，通過探索經濟運行方式、節能降耗等措施，使噸水耗電量保持在較低水平，同時引黃工程作為造福三晉的民生工程，要認真研究電價政策，爭取各種優惠措施和支持，使電費得到有效控制。這些方法和經驗，對國內許多梯級調水工程都具有借鑒意義。

作者：趙志良              單位：山西省黃河萬家寨水務集團有限公司