水电上网（共5篇）
水电上网 篇1
水电是重要的可再生清洁能源,与煤炭、石油等化石能源相比,能够有效减少大气污染物的产生和排放。现今我国的能源结构仍以煤炭为主,火电比重 占全国总 装机容量 的60%以上,温室效应、酸雨、雾霾等环境问题依然严重。水电作为优质清洁可再生能源已然成为我国能源战略发展重点。近年来,新建水电项目正逐步向高海拔、气候环境恶劣的地区推进,水电建设过程中的移民安置和环保投入逐渐加大,导致建设成本不断提高。电力作为重要的基础能源其价格一直都由政府以成本+利润模式制定,投资成本较高的电站在进行电价批复时往往不能到位。目前我国水电上网电价还远低于火电,未能体现水电的清洁能源优势,有悖于科学发展的理念。鉴此,本文提出基于减排效益的水电上网电价理论,承认水电的清洁能源价值,并采用CDM方法学以及绿色GDP核算定量计算水力发电的减排效益,将其计入水电上网电价,力求解决水电的“价格歧视”问题,以期使水电上网电价得到合理补偿。
1基于减排效益的水电上网电价理论
资源性产品是指人力劳动与自然资源相结合、以自然资源为主要载体的劳动产物[1]。通过人类的生产劳动,开发出来的可供人类利用的原油、煤炭、电力等能源产品就属于资源性产品。资源性产品在生产过程中往往会创造出社会价值、经济价值、生态价值等。现行的资源型产品价格仍以成本定价,导致其价格普遍偏低,价值与价 格倒挂。水电是重 要的资源 性产品,本身具有减少CO2、SO2、氮氧化物、烟尘等污染物排放的清洁能源价值,但其价格不仅远低于其他可再生能源发电价格, 同时也低于环境污染较大的火电价格,不符合《电力法》中上网电价“同网同质同价”的规定。
近几年,国家积极推进燃煤机组脱硫、脱硝及除尘改造,对实施这些改造的火电企业在上网电价上给予一定的补贴。以四川新建 电站为例,目前水电 上网标杆 电价仅为0.308元/kWh,而采取脱硫、脱硝、除尘措施的火电上网标杆 电价为0.460 7元/kWh,远远高于具有相同电能质量的水电价格。若某一燃煤机组安装脱硫、脱硝、除尘设施,则该机组的标杆上网电价=不含脱硫、脱硝、除尘电价 + 脱硫补偿 + 脱硝补偿 + 除尘补偿。其中,不含脱硫、脱硝、除尘电价是指燃煤机组不安装脱硫、脱硝、除尘设施时,根据社会平均成本按照经营期算法计算得出的燃煤机组获得合理收益时应具备的价格水平。因此, 在确定基于减排效益的水电上网电价时,可以参照火电定价机制,将环境效益内部化,“承认”水电的减排效益,在价格制定中予以疏导,体现“同网同质同价”。新的水电上网电价定价机制应在原来成本+利润+税金的基础上加上由于减排而获得的分摊到单位千瓦上的收益,即:
式中:Pc为考虑减 排效益的 水电上网 电价,简称清洁 电价; V减排为水电的减排 效益,及由于开 发水电项 目而减少CO2、 SO2、氮氧化物、烟尘等排放产生的减排效益;P清洁为清洁能源价格,即单位电量减排效益;PCO为单位上网电量年平均CO2减排效益,简称二氧 化碳电价;PSO2为单位上 网电量年 平均SO2减排效益,简称二氧化硫电价;PNO2为单位上网电量年平均氮氧化物减排效益,简称氮氧化物电价;P烟尘为单位上网电量年平均烟尘减排效益,简称烟尘电价;β为政策激励系数。
考虑目前对水电的减排效益分析存在难以精确计量、价格难以到位等因素,本文在此引入一个政策激励系数β,β值的大小可以具体灵活调整,其体现了政府对水电这一清洁可再生能源的支持力度[2]。该电价测算模型是从促进水电等清洁可再生能源可持续发展的角度出发,在原有的水电上网电价定价机制的基础上,附加一个清洁能源价格,由此体现水电的减排效益,并利用价格这一经济杠杆来调整能源结构和电源结构,对促进水电清洁能源和可再生能源的使用具有重要作用。
2减排效益电价计算方法
2.1CDM方法学
水电项目是参与国际CDM市场的重要组成部分[3],早在2002年南非世界可持续发展高 峰会议上,水电包括 大型水电 作为清洁可再生能 源的作用 就已经得 到国际社 会的充分 肯定[4]。凡是经CDM执行理事 会 (EB)批准并注 册后的水 电CDM项目,都可在项目计算期内出售其温室气体减排量,从而获得经济补偿。因此可采 用CDM项目方法 学计算水 电项目CO2减排量及其产生的经济效益。
CDM方法学的内容由 方法选定、基准线确 定、额外性评 价、项目边界确定和泄露估算等几方面组成。目前可应用于确定水电项目二氧化碳减排量的方法学有AMS-I.D(小容量可 再生能源计算方法)和ACM0002(经批准的可再生 能源发电 并网项目整合的基准线方法)两种。由于AMS-I.D方法学仅适用于装机小于15 MW的小水电项目,在此不加赘述。根据ACM0002方法学,水力发电项目的CO2减排效益的计算过程如下。
(1)水力发电项目所 产生的排 放量PEy。根据方法 学规定,定义功率密度ω=新电站的装机容量或改造电站的增加容量/水库满水位时淹没表面积(W/m2),其值作为阈值来确定水力发电项目所产生的排放量PEy。当4 W/m2≤ω≤10 W/m2时,PEy=90kg/(MW·h);当ω>10 W/m2时,忽略来自水库的CO2排放量,PEy=0。
(2)基准线排放BEy。基准线是指若没有水电这 个CDM项目,为了获得相同质量的服务,最可能建设的其他项目所产生的温室气体排放量,该替代项目被称为基准线项目。水电项目与基准线相比较其减少的CO2排放量就是它自身产生的减排效益[5]。该水电项目最佳基准线情景替代方案为该项目所在地区电网提供与该项目年上网电量等额的电量。其基准线排放量为:
式中:BEy为基准排放量;EGy为y年该水电 项目上网 电量; CM为水电项目所在电网排放因子。
根据ACM0002方法学的规定,电网基准线排放因子为电量边际排放因子OM和容量边 际排放因 子BM的加权平 均, 即:
水电CDM项目并入电网后,其可以对电网产生两种影响: 一种是影响电网发电和运行调度(OM);另一种影响电网的容量建设(BM)。因为OM和BM的计算非常繁琐,为简化CO2减排量的计算,默认的权重系数为ωOM=ωBM=0.5。国家发改委发布了以区域电网为单位的基准线排放因子,各地区有所不同,具体见表1。
(3)泄漏的排放。泄露是指审定项目边界外的、可计量的、 由于开展CDM项目活动 所产生的 温室气体 排放的净 变化值[6]。ACM0002方法学中规定不考虑泄漏,即Ly=0。
(4)水电项目CO2减排量ERy。在某一具体年份y,水力发电项目产生的CO2减排量ERy是基准线排放量BEy与水力发电项目 所产生的 排放量PEy和泄漏量Ly的差值。 公式如下:
(5)CO2减排效益。在减排效益计算期限、交易单价及年CO2减排量都确定 的情况下,具体某一 年份的CO2减排效益为:
一般水电站经营期为30a,则单位电量CO2减排效益也即CO2电价PCO2的计算公式为:
式中:ABCO2,y为第y年CO2减排效益;p为碳交易 单价;Q为年平均上网电量。
2.2绿色GDP核算
自改革开放以来,我国的GDP以年约10%的高速度增长, 创造了现代世界经济发展的奇迹,但是,我国经济的发展是以资源的消耗和环境退化为代价的[7]。绿色GDP是一种在现有国民核算体系基础 上,扣除资源 消耗与环 境成本之 后的GDP核算。在绿色GDP核算体系中,环境污染损失成本法是核算SO2的环境退化成本的重要方法,即可推算出由于水力发电减少SO2排放而降 低的环境 污染损失,以此作为SO2的减排效益。
SO2的环境退化成本主要由SO2污染造成的健康经济损失、SO2污染造成的农业减产损失及SO2造成的材料损失三部分构成,由于环境统计数据的可得性、剂量反应关系的缺乏等, 采用环境污染损失成本法计算SO2的环境退化成本可行性较差,因此,在计算SO2的减排效益时,本文采用根据各类污染物的污染当量值和 排放量及 总的大气 环境退化 成本计算 得出SO2的环境退化成本。
(1)SO2的环境退化成本。在《排污费征收标准管理办法》 中,污染当量值用来体现不同种类的污染物排放量在综合考虑其污染危害和治理费用方面的一种等标关系。以大气污染中1 kg某污染物为基准,若0.95kg SO2的有害程度和对生物体的毒性以及处理的费用与1kg该污染物相等,则SO2的污染当量值是0.95kg。污染当量数就是污染当量的数量,无量纲[8], 大气污染物的污染当量数为:
式中:Ap,i为i污染物的污染当量数;Qi为i污染物的排放量; Wi为i污染物的污 染当量值。各类污染 物的污染 当量值见 表2。
kg
由于污染当量数代表某一具体污染物染污当量的数量,即对环境的有害程度,因此,可将各类污染物的污染当量数的比值近似的看作各类污染物的环境退化成本之比,则SO2的环境退化成本可由下式得出:
式中:ECy为y年的大气环境退化成本;Ap,SO为SO2的污染当2量数;Ap,NO x为氮氧化物的污染当量数;Ap,烟尘为烟尘的污染当量数。
y年SO2污染的环境退化成本除以该年的SO2排放量即可得到当期的SO2污染造成的单位退化成本:
式中:UECSO2,y为y年SO2污染造成的单位退化成本;VSO2,y为y年SO2的排放量。
由于水电项目的经营期较长,在测算上网电价时项目往往还未投产,逐年计算SO2的单位退化成本的可行性较差。李娟伟、任保平在 《协调中国 环境污染 与经济增 长冲突的 路径研究》[9]一文中指出治理污染的成本与工业品出厂价格指数PPI具有较强的相关性,因此选用工业品出 厂价格指 数PPI计算其他年份由于SO2污染产生的环境退化成本,计算公式为:
(2)y年SO2减排效益。在得到y年由SO2污染造成的环境退化成本后就可依据下面的公式计算y年由于发展水电项目得到的SO2减排效益。
式中:BSO2,y为y年SO2的减排效益;RSO2,y为由于修建水电项目而产生的y年SO2减排量。
则单位上网电量年SO2减排效益的公式如下:
氮氧化物及烟尘的减排效益的计算与二氧化硫的减排效益计算方法同理,可计算出单位上网电量年平均氮氧化物减排效益,即氮氧化物电价PNO2,以及单位上网电量年平均烟尘减排效益,即烟尘电价P烟尘。根据上述计算,水电单位上网电量减排效益即清洁能源价格可由其加和得出,计算公式见式(2)。
3案例研究
某水电站位于四川省阿坝州,电站装机容量2 000 MW,属年调节电站,电站开发 任务以发 电为主,兼顾防洪。 该电站2013年截流,2019年底第一台机组投产发电,2020年机组全部投产,多年平均年 发电量约724 360万kWh(不考虑厂 用电率)。电站工程总投资为3 979 679.4万元,资本金按总投资的20%计,为796 135.9万元,其余资金从银行借款,借款年利率采用6.55%,该水电站发电成本费用各项取值见表3。
3.1经营期电价
目前在计算水电站上网电价时多采用经营期算法。根据省物价局提供的水电站经营期电价测算参数,采用增值税率为17%,所得税税率为25%,城市维护建设税和教育费附加税率分别采用7%和3%;资本金内部收益率一般取8%。该测算应满足如下公式:
式中:CI为第t年的现金流入量;CO为第t年的现金流出量; (CI-CO)t为第t年的净现金流量;n为计算期;IRR为内部收 益率;t为时间序列。
使资本金内部收益率IRR符合要求水平,并且经营期内累计资本金净现金流为0时的上网 电价水平 即为经营 期价格。 经过测算,上网电价应达到0.618元/kWh才能维持电站的正常运营、满足水电企业的合理收益,该电价水平与目前四川省水电站标杆电价0.308元/kWh相比每千 瓦时高出0.31元。 电站属年调节水库,且承担防洪任务,社会效益显著,但由于要修高坝、建大库,调节性能好的电站建设工期长、征地和移民安置费用大,投资成本也相对较高,导致该电站上网电价水平过高,在现行的定价机制下,电站批复电价很难到位。
3.2清洁电价
在此,利用CDM方法学及绿色GDP核算方法计算该水电站发电带来的减排效益,并根据基于减排效益的水电上网电价理论,确定其清洁电价。
(1)CO2电价。该电站装机容量为2 000 MW,水库满水位时淹没表面积为36.6km2,功率密度ω为:ω=2 000MW/36.6 km2=54.64 W/m2,符合ACM0002方法学的适用条件。
根据公式(4)及2013年国家发改委公布的华中电网基准线排放因子OM和BM ,可得该水 电项目所 在电网排 放因子CM为0.738 45tCO2/(MW·h),再由公式(3)、(5)可得经营期平均年CO2减排量ERy为5 349 036t。
2011年11月,北京、上海、天津、重庆、深圳、广东和湖北已被国家发改委确定为首批碳交易试点省市。目前试点地区交易价格及涨跌幅度差异较大,价格从20~80元/t不等。在此取最低价20元/t作为碳交易价格,由公式(6)可得经营期内水电项目CO2年减排效益ABCO2,y为10 698万元,则单位电量二氧化碳减排效益即二氧化碳电价PCO为0.014 8元/kWh。 2
(2)SO2、NOx、烟尘电价。根据2008年《中国环境 经济核算研究报告》的核算数据,全国SO2排放量为2 230万t,氮氧化物排放量为2 494.2万t,烟尘排放量为901.6万t,大气污染造成的环境退化成本为4 725.6亿元。由各污染物排放量、污染当量值及公式(8)、(9)可计算得出其相应的污染当量数及单位环境退化成本,结果见表4。
根据国家公布的PPI指数及公式(11)可求得2009-2013年我国SO2、NOx、烟尘的单位环境退化成本,计算结果见表5。
目前我国燃煤电厂 平均燃烧1t煤的污染 物排放量 见表6。取煤质单 位热值为21.2 MJ/kg,硫含量为1%,灰分为15%,静电除尘效率为99%。
kg / t
该水电项目年发电量724 360万kWh,电站发电后,若以煤耗310g/kWh计,电站每年约减少使用224.55万t煤炭,每年减少SO2排放量4.042万t、NOx排放量1.796万t、烟尘排放量0.09万t。则由公式(12)可得该项目年平均SO2、NOx、烟尘的减排效益分别为37 713.5、16 757.4、365.9万元。再由公式(13),单位上网 电量SO2、NOx、烟尘的减 排效益及SO2、 NOx、烟尘电价分别为0.052 0、0.023 1、0.000 5元/kWh。
由上述计算结果可得出清洁能源价格P清洁为:
P清洁 = PCO2+PSO2+PNOx+P烟尘 =0.090 4 (元/kWh)
目前四川省水电标杆电价为0.308元/kWh,若在此基 础上附加以上 测算的清 洁能源价 格,则该电站 清洁电价 为0.398 4元/kWh,略低于四川燃煤机组安装脱硫、脱硝、除尘设备的火电上网电价。
根据近期四川省对于安装脱硫、脱硝、除尘设施的燃煤发电企业给予电价补偿的政策,经环保部门验收合格的,在原上网电价的基础上每千瓦时分别提高1.5、1和0.2分钱。本例计算得出的SO2、NOx、烟尘电价之和为7.5分钱,高于燃煤机组脱硫脱硝除尘补偿,因此可根据具体情况合理调整政策激励系数β的取值。
4结语
(1)清洁电价能够反映水电项目代替火电项目相应减少污染物的排放而产生的环境效益,体现了水电的清洁能源价值。
(2)以四川省某水电站为例,其测算的清洁电价与安装脱硫、脱硝、除尘设备的火电电价接近,并可灵活调整政策激励系数β,可见基于减排效益的水电上网电价是相对合理的。
(3)清洁电价能够合理补偿水电企业的投资成本,促进水电可持续发展,并有利于环境保护。□
水电上网 篇2
电上网电价2010-11-9
最近，贵州省民营水电行业商会向省人民政府报告请求调整小水电上网电价。
近年来，我省根据中央和水利部精神，大力发展农村小水电，不断加快农村电气化建设，启动小水电代燃料工程，农村小水电快速增长。小水电的大力开发和利用，为我省国民经济的发展和能源建设发挥了极其重要的作用，不仅拉动了地方固定资产的投资，而且带动地区经济的发展，为我省西东送提供了必要的补充，极大地缓解了一些地方电力供求紧张的矛盾。随着电力工业改革的不断深入，经济的快速发展，市场化要求的不断提高，全省小水电企业在运行过程中的许多困难和问题日益凸显。主要表现在：大多数小水电企业缺乏资金，必要的安全保护设施和措施得不到落实，抵御自然灾害的能力降低。部分企业设备老化，缺乏资金进行技术改造和设备更新，设备盲目运行或带病运行;安全隐患因素增加，安全生产形势严峻。工人工资较低，劳动生活条件和环境恶劣，运行管理没有技术保障。小水电企业亏损日趋严重，企业运行举步唯艰，甚至部分电站面临倒闭
小水电行业出现这些问题的根本原因，是长期以来我省小水电上网电价过低。我省现执行的上网电价和周边省市相比较，与火电上网价格相比较，相差都较大。
由于小水电上网电价低，从而导致众多小水电企业电费收入只能维持支付利息，工人工资及运行的简单维修维护和国家的税费，企业无法提取折旧费，缺乏合理利润，无法完成投资的回收和资金的积累。资金的匮乏，企业安全保护实施的投入，设备的更新和改造，工人操作技能的培训，劳动条件和劳动环境的改善等都比较困难，这些都制约着我省小水电的持续、健康发展，不符合电力发展的要求。
合理调整小水电上网电价是我省能源建设的迫切要求，是发展低碳经济和可持续性再生能源的要求，是扭转我省小水电企业目前生存困难局面，解决其自身生存和发展的投入，保证企业科学化，规范化运行，全行业健康发展的有效途径。为此，贵州省民营水电行业商会将我省小水电企业的上述状况和存在的问题，向省人民政府及其有关部门提出报告，请求适当调高小水电的上网价格，实现同网同价，真正贯彻落实《电力法》和《可再生能源法》，使小水电有更好的生存和发展条件和环境。
四川省高寒地区水电上网电价研究 篇3
关键词：高寒地区,上网电价,成本差异,定价机制
随着水电事业的快速发展,四川省水电建设正逐步由平原及低海拔地区向川西高寒地区推进,高寒地区已成为四川省水电建设的重点区域。高寒地区水电发展是推动民族地区经济社会全面发展的重要力量,但由于高寒地区地理位置偏远,环境条件恶劣、基础设施缺乏等因素造成该地区水电建设成本高昂,使得高寒地区水电发展面临严峻挑战。上网电价水平高低是决定高寒地区水电能否健康可持续发展的关键。如何确定高寒地区水电站的电价形成机制、定价方法和上网电价水平,保持高寒地区水电可持续发展,对促进四川省水电事业健康发展具有十分重要的意义。
1 四川省水电开发现状
四川省是我国水电资源最丰富的省份之一,同时也是我国水电能源基地建设的大省。全省水力资源技术可开发装机容量12 004万kW,位居全国第一。截至2011年底,水电装机容量达到3 288万kW,年发电量1 246亿kWh。目前在建水电规模4 400万kW,约为全国水电在建规模的1/3。预计到2015年底,四川水电装机容量将突破7 000万kW。
纵观我国水电开发历程,总体上呈现出先易后难的趋势。随着四川省水电开发大刀阔斧的进行,目前四川省境内平原及低海拔地区主要河流的干流及支流基本都已规划完毕,部分三、四级支流也已被列入规划之中。平原地区水电开发程度的不断提高促使水电开发逐步由平原地区向高寒地区推进。据初步统计,目前四川省已投产电站中约有30%位于甘孜州、阿坝州、凉山州西部等偏远高寒地区,而“十二五”期间规划或在建的电站中约有70%也位于这些地区。可见高寒地区正逐步成为四川省水电开发的重点区域。
2 四川省高寒地区水电开发的重要性
2.1 高寒藏区的重要战略地位
川西高寒地区位于四川省西部,该地区海拔较高、沟河纵横、落差较大,具备水电开发的优势,是四川省水电站比较集中的地区。阿坝州、甘孜州、凉山州西部等少数民族聚居地都属于川西高寒地区,当地居民以藏民为主。自改革开放以来,通过各族人民的共同努力,藏区经济得到了显著发展,然而受历史、自然、地理等因素影响,藏区总体经济发展较其他地区仍有一定差距。四川省是全国第2大藏区,处于稳藏兴藏的重要战略地位[1],能否充分利用水能资源,带动藏区经济大发展,是维持当地社会繁荣稳定的关键因素,并对缩小地区差距、增进民族团结、保持少数民族地区长治久安具有重大的现实意义和深远的历史意义。
2.2 水电建设促进高寒地区经济发展
高寒地区居民生活收入较单一,主要以农牧业为主。水电建设是一项大型工程,可以带动机电、建材、冶金、化工、交通运输业及第3产业的发展[2],有效促进藏区产业结构优化;同时也可以为当地居民提供更多的就业机会,增加当地居民生活收入;对增加地方财政税收也有直接贡献,如建筑安装营业税、城建税、教育费附加及印花税等。
作为国民经济发展的重要基础能源,电力的短缺严重影响藏区居民的日常生活,阻碍藏区工农业发展、制约当地经济增长。水电建设可以为藏区提供充足的电力能源,不仅可以提高当地居民的生活水平、加快地方工农牧业的发展,还可以改善藏区投资环境,促进产业结构调整,吸引更多企业到藏区投资、发展。
2.3 合理上网电价促进水电发展
上网电价是电力市场中协调各方利益的重要因素,电价的制定要有利于合理补偿成本、合理确定收益。与火电不同,水电建设具有成本高、建设周期长、严重依赖银行贷款作为主要资金来源等特点。对发电企业而言,电能是其唯一的产品输出,在年发电量确定的情况下,上网电价的高低成为影响发电企业生产效益及市场竞争力的重要因素。而在投资环境较差的高寒地区,上网电价的合理与否,更是直接关系到企业的生存与发展[3,4],因此合理确定上网电价至关重要。
3 四川省高寒地区水电开发的难度
高寒地区水电开发具有良好的综合效益,然而电站所在地气候恶劣、地质复杂、交通不便等因素造成该地区的水电开发存在诸多困难,具体可归纳为以下几点。
3.1 气候环境恶劣,降效严重
高寒地区空气稀薄,缺氧严重,这种恶劣的自然环境对施工人员的体力及机械的性能均造成很大的影响。据了解,高寒地区人工劳动效率约为劳动定额标准的0.5～0.7,机械效率为定额标准的0.6～0.75。高寒气候条件下各类施工机械使用磨损加剧,使用寿命明显降低,维修费用相比平原地区也较高。同时由于气候恶劣,该地区全年最佳施工季节短,砼施工以及土石方工程施工受低温、雨雪影响显著,缺氧以及温差大等因素严重影响地下工程施工进度[5]。这些因素导致高寒地区施工工期偏紧,加上施工技术难度大使效率降低,耗费大量的人力、物力、财力。此外,该地区属于地质灾害多发区,如遇地质灾害等需变更设计,导致设计工程量增加,会使原本非常紧张的工期变得更加紧张。
3.2 地质条件复杂
川西高寒地区地质条件十分复杂,地壳破碎,断裂带较多,这些断裂带是地震、滑坡、泥石流等突发性地质灾害的高发区。且该地区的喀斯特地貌比较突出[6],实际地质条件往往比工程前期可研勘探结果差。在高寒地区进行水电建设施工多出现岩爆、高温度、高边坡等复杂的工程问题,使得机械、施工人员窝工严重,增大了施工难度的同时也延长了施工工期,且塌方处理、混凝土衬砌及灌浆等各种施工事故处理费用较高,施工延期也进一步增加了施工过程的管理成本、资本化利息等,导致工程造价不断提高,施工概算严重不足。复杂地质还导致施工降效、面临施工方索赔等各种问题。
3.3 人力资源不足
高寒地区人口密度较小,当地可征用施工人员较少,由于工程地处偏远且环境恶劣、危险性高、进场费用高,很多施工队伍及技术人员无法长期在此工作,直接导致施工单位更换频繁,人员流动性大,管理难度也大大增加,拖延施工进度的同时也严重影响工程质量。因此人力资源不足成为高寒地区水电建设的一大难题。且由于人力、机械的降效,使得高寒地区施工需要比平原地区更多的人力和施工机械,导致人员工资、机械租赁费用水涨船高。仅以普工为例,施工现场实际用工工资标准是电站设计概算取费标准的3倍左右。考虑到受经济发展、CPI上涨、藏区工作环境恶劣等影响,《四川省水利水电建设工程预算定额》对高寒地区水电建设人工、机械定额作了相应调整,调整系数见表1。
3.4 物资采购困难
高寒地区多为偏远山区,当地基础设施不完善、建筑材料缺乏,部分施工物资需从外地采购。且当地交通不便,运输主要依靠公路,运距长、路况差、费用高等造成各参建单位材料运输成本增加。由于一些机械配件采购运输困难,导致机械故障不能及时排除,最终影响施工进度的情况也时有发生。高寒地区气候环境恶劣,冬期较长,每年11月至次年4月,进出的公路往往被冰雪覆盖,施工物资供应严重受阻。为了保障这一时期现场施工正常开展,一般需提前采购并储存大量的建材,使得资金被迫提前使用,增加了资金使用成本。另外,受宏观经济环境影响,建材单价总体也呈上涨趋势,特别是一些主要材料如水泥、钢筋、柴油等价格均有不同程度上涨,虽然概算中留有一定的价差预备费,但是由于总量出现变化,价差预备费根本无法填补资金缺口。
3.5 施工供电成本高
高寒地区本身供电电源缺乏,部分地区基本生活用电都难以保障,施工用电更是严重不足。当地电源除必须首先满足生活用电外,剩余电量才用于工地供电,供电能力十分有限,根本无法满足工地的正常施工需要,因此多数工程施工用电主要靠自备电源供电。由于工程所在地海拔处于2 300～3 500 m,柴油发电机的实际出力相比平原地区较低,仅为标定功率的60%左右,供电成本大大增加。设备维修费用高、设备维修频繁等原因,也导致施工期间供电费用大幅增加。尽管如此,有些施工设备靠自备电源仍无法启动。
4 案例研究
为更好地了解高寒地区水电站开发建设与平原地区相比存在的成本差异,本文以四川省甘孜州硕曲河上的3个在建径流式电站(A、B、C)为例,采用经营期电价测算法进行上网电价研究[7,8,9]。3个电站分布在海拔2 300～3 000 m,具有一定的代表意义,电站主要任务为发电。经营期电价测算法是按社会成本及项目经营期收益水平统一定价,通过考察电力项目经济寿命周期内各年度现金流量,使项目在经济寿命周期的自有资金净现金流量满足一定的财务内部收益率。测算时,通过调整电价水平,直至资金内部收益率(IRR)满足约定水平:
式中:CI为现金流入,包括销售收入、固定资产回收、流动资金回收和其他现金流入;CO为现金流出,包括长期投资中的资本金投入、流动资金中的自有资金、经营成本(不含折旧费的发电成本)、长期负债的本金偿还、利息偿还、增值税、所得税、工资及福利和其他费用;n为年数;IRR为内部收益率;t为时间序列(t=1,2,…,n)[1]。其中内部收益率取8%,还贷期限为20 a,资本金为总投资的20%,贷款利率取6.8%,增值税税率为17%,所得税税率为25%,其他参数均按相关规定选取。采用式(1)计算上网电价,3个电站基本参数及最终结果见表2。
从表2的上网电价测算结果来看,A、B、C 3个电站的上网电价水平均较高。目前,四川省径流式电站的执行电价水平为0.288元/kWh,而上述3电站中最高的电价水平达0.492 1元/kWh,高出标杆价格约70%。3个电站的单位千瓦造价水平处在13 000～14 000元/kW左右,可见高寒地区造价高是导致电站上网电价攀升的主要原因。本文采用利润衡量法和单位电量投资反推上网电价的方法来推算水电站在无亏损情况下应保持的最低上网电价,以期更清楚地了解高寒地区水电站的建设运营情况并给予高寒地区水电上网电价相应的加价建议。
利润衡量法是采用发电收入扣除折旧费、水资源费、运行维护费等成本及增值税、所得税等税金的方式计算3个电站的盈亏平衡点电价, 即当电站不盈不亏时应保持的电价,基本计算参数同上。水电项目财务上可行应满足在运营期内年净现金流量CI-CO≥0这一条件,而水电项目的收入与支出均与上网电量有密切关系,因此根据单位电量投资反推上网电价这一方法是可行的。按等额还本付息的方式偿还银行贷款,则每年的借款本息偿还系数L=6.8%×(1+6.8%)×20/[(1+6.8%)×20-1]=0.092 931。年生产运行费与规模有关,按0.04 元/kWh 进行计算,大修理费为0.03元/kWh,工资、福利、公积金及劳保费为0.03元/kWh,保险费为0.008元/kWh,材料费为0.001 5元/kWh,库区维护费为0.008元/kWh,水资源费为0.003 5元/kWh,其他费用取0.01元/kWh,以上费用合计约为0.131元/kWh。由CI-CO≥0及以上基本数据可推出单位电量投资与最低上网电价的关系为:上网电价X≥(单位电量投资×80%×L+0.131)/[1-1/(1+17%)×17%×(1+7%+3%)][10],得出单位电量投资与上网电价的关系曲线如图1,由3个电站的单位电量投资可在图1上查得相对应的最低上网电价水平。2种方法所得结果见表3。
由表3可知,采用两种方法所得结果虽有出入但相差不大,总体上来说各电站在无亏损状况下的最低上网电价均处于较高水平,为确保高寒地区水电站能够及时偿还借款并获取适当收益,该地区上网电价水平应保持在0.450元/ kWh以上。然而目前四川省绝大多数径流式电站仍然
按水电标杆电价0.288 元/ kWh执行。随着物价指数的上涨,水电标杆电价早已不能满足平原地区水电站的正常生产运行,更加会降低水电投资者在高寒地区建设电站的积极性、阻碍高寒地区水电发展。因此,应考虑在平原地区的基础上适当加价作为高寒地区水电上网电价。据统计,平原地区径流式电站的平均造价水平约为11 500元/kW,假定平原地区径流式电站年装机利用小时数为4 500 h,结合当前水电价格测算相关规定及参数,初步测算得出为保证发电企业合理收益平原地区径流式电站上网电价水平应保持在0.32元/kWh左右,比0.288元/ kWh的执行电价水平高出约11%。考虑到此情况,采用同倍比折算方法得出高寒地区径流式电站应执行电价水平为0.405元/kWh左右,也就是在平原地区径流式电站执行电价水平0.288元/kWh的基础上加价0.117元/kWh作为高寒地区径流式电站上网电价。
5 结 语
高寒地区受自然条件恶劣、基础设施薄弱、民族地区政治敏感等因素影响导致高寒地区水电建设难度大、成本高,在制定水电上网电价形成机制时应考虑高寒地区的特殊情况。
建议采取加价的方式保障高寒地区水电站的正常运营,促进四川省水电持续、快速、健康发展。高寒地区水电上网电价影响因素众多,考虑到各电站所在地海拔、经济发展状况、地质条件等不尽相同这一情况,发电企业在制定上网电价时应视电站具体情况作适当调整。
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甘南小水电上网对配电网的影响 篇4
关键词：小水电,配电网,电能质量,功率损耗,继电保护
小水电[1,2] (SHP, Small Hydro Power) 是农村可再生能源项目和农村基础设施项目, 大力发展农村小水电具有良好的经济效益、社会效益和显著的生态效益。据统计, 甘南州辖区内各河流 (段) 水能资源理论蕴藏量458.76万kW, 其中可开发量302.26万kW, 约占甘肃省水能资源的1/4。目前, 全州已建成水电站136座, 装机总容量7.74万kW。这些小水电站的建设, 既缓解了全州农牧民生活用电的供需矛盾, 又为保护生态环境, 增加农牧民收入, 促进州域经济发展发挥了重要作用。
甘南电网位于甘肃电网的末端, 目前有洛大和多合2座330kV输变电工程, 通过330kV线路与甘肃主电网连接, 可有效满足和解决当地用电增长的需求和小水电上网的困难。由于小水电的上网, 配电系统将发生根本性的变化:从一个辐射式的网络变为一个遍布电源和用户负荷互联的网络, 潮流也不再单向地从变电站母线流向用户负荷, 且配电系统的控制和管理将变得更加复杂。小水电并网对地方配电系统的安全、稳定、经济运行和电能质量都带来一定影响。
1 对发电输电系统的影响[3]
小水电上网后, 将对新建集中式发电厂和远距离输电线的需求减少[4]。首先, 新增负荷相当大的部分将由小水电来供电;其次, 由于小水电的削峰填谷、平衡负荷的作用, 现有发电、输电设施的利用率将大大提高, 那些利用率极低、仅为满足高峰负荷需要的发输电设施将不再有建设的必要。
2 对配电系统可靠性的评估
配电系统直接联系用户, 电力系统对用户的供电能力和质量都必须通过配电系统来体现, 配电可靠性指标则是整个电力系统结构和运行特性的集中反映。小水电上网必须进行评估, 以确定其对配电系统供电安全和质量的不利影响。
配电网可靠性的评估方法很多, 针对小水电上网情况, 常采用蒙特卡罗模拟法[5] (MCS, Monte-Carlo Simulation, 元件状态持续时间抽样法) , 此方法假定元件工作时间和故障状态下修复时间服从某种概率分布, 通常电力系统可靠性评估常用指数分布, 然后根据元件的故障率和修复率确定该元件在给定时间段内的状态和状态持续时间。当给定时间段内所有元件的状态和状态持续时间确定后, 就可以获得系统的状态序列和持续时间。有分析表明[5], 小水电的接入能提高系统的可靠性水平, 且随负荷点在网络中位置的不同, 小水电的接入对其可靠性的影响程度会不同, 越接近小水电的负荷点, 可靠性指标提升幅度就越大。
3 对电能质量的影响
并网小水电引起配电网的各种扰动会对系统电能质量[6,7]产生影响。
3.1 易造成系统的电压闪变
小水电的起停与气候条件等众多因素有关, 其不确定性易造成配电网明显的电压闪变。
3.2 对系统稳态电压的影响
集中供电配电网一般呈辐射状, 稳态运行状态下沿馈线潮流方向电压逐渐降低。接入小水电后由于馈线上的传输功率减少或功率上送, 以及小水电输出无功的支持, 使沿馈线的各负荷节点处电压被抬高, 导致一些负荷节点的电压偏移超标。其电压被抬高多少与接入小水电的位置及总容量大小密切关联。
3.3 对系统电压波动的影响
传统配电网中有功、无功负荷随着时间变化会引起系统电压波动。并网小水电对配电网电压波动的影响要视其具体情况而定, 当小水电与当地负荷协调运行时 (负荷与小水电输出量同步变化) 小水电将抑制系统电压的波动;若小水电与当地负荷不协调运行时系统的电压波动将更严重。
国内小水电大部分是泾流电站, 其发电量受季节影响较大, 易造成系统电压波动, 影响电能质量;在丰水期小水电机组大量发电而造成系统电压过高, 枯水期则系统电压较低, 甚至过低。
4 对网络损耗的影响
小水电可能增大或减少网损[8], 这取决于小水电的位置、容量、负荷量的相对大小以及网络拓扑结构等因素。
有分析表明:当小水电出力小于线路负荷时, 不但不会增加并网线损, 而且还会降低线损;只有当小水电出力大于线路负荷, 水电站向系统倒送潮流时, 才会引起并网线损上升;当小水电无功出力不足甚至从系统吸收无功时, 并网线损最大。因此, 为了降低并网小水电对线路损耗影响, 可从以下方面采取措施: (1) 控制小水电的出力, 尽可能地让小水电的出力能够接近平衡, 尽量减少向系统输送潮流, 对有调节能力的小水电可采取限制低谷时段发电的措施。 (2) 严格控制小水电的无功出力, 禁止小水电从系统吸取无功。 (3) 做好小水电的并网规划, 尽可能地选取有一定的基本负荷点并网, 以最大限度地保证小水电的出力。 (4) 若小水电的出力较大, 可采用专线综合考虑在并网母线上的功率平衡, 这样可以减少系统内的过网线损。
5 对发电机组无功出力的影响[9]
一般系统电压和发电机空载电势是一定的, 对于采用同步发电机发电的小水电, 根据E0=UN+IZN, 如果输电线路越长, 导线截面积越小, 即ZN阻抗越大, 则发电机输出电流就越小。如果发电机原动力不变, 电流中有功电流分量IP也基本不变, 减少的主要是无功电流分量IQ, 故发电机向电网输送的无功功率减少。另一方面, 当线路输送有功功率越大, 有功电流分量自然变大, 相应无功电流分量减少的越多, 此时发电机发出的无功功率减少的越多。另外, 当小水电并网处的系统电压较高时, 为了与系统电压一致, 必然要求发电机的端电压在较高电压下运行, 因而导致发电机功率因数也随之上升, 高于发电机铭牌上额定功率因数, 若输出有功功率不变时, 必然是欠发无功功率, 即“欠励磁”状态运行。
可采用改造励磁设备, 增大励磁电流;投入发电设备, 枯水期调相运行;增设电力电容等措施, 一定程度上改善无功上网电量和提高电网供电质量。
6 对并网变压器的影响
由于种种原因, 并网小水电可能选用配电的降压变压器作为升压变压器[9,10], 同时通过较长线路与大电网并联。此时与并网小水电相联的配电变压器高压侧电压UTN既要与大电网潮流电压平衡, 又必须克服线路阻抗产生的压降ΔU, 故UTN常常要高于大电网运行电压1.05UN (UN——线路电压等级) , 即UTN≥1.05UN+ΔU, ΔU的大小取决于并网线路的导线截面积、输电线路长度及输送负荷的大小。如出现低压机组处于超额定电压运行的极限状态, 将严重影响了发电机和变压器的绝缘水平。另外, 当小水电通过变压器、线路、开关等与配电网相连时, 一旦配电网发生故障切断小水电, 若此时并网变压器空载运行, 变压器一次绕组的线路电抗与线路对地电容可能发生铁磁谐振, 从而产生不规则的过电压、大电流, 严重威胁线路中的电力器件, 还可能引起大的电磁力, 使变压器发生噪声或损坏。
7 对电网调度和实时监控的影响
甘南州地区小水电的现状是点多、面广, 部分小水电通讯联系薄弱, 不易采集小水电发电过程中产生的实时电流、电压、有功功率、无功功率等信息, 不利于调度员的正确决策, 调度命令难以及时到达, 监控难度较大, 易造成小水电无序发电, 难以发挥相应资源优势和带动地方经济增长, 甚至会增加电网压力和发电行业整体成本[10]。
8 对系统继电保护的影响[11,12]
由于辐射状配电网的潮流是单向的——从电源到用户, 且考虑到配电网上80%的故障是瞬时的, 所以传统配电网的保护设计通常是在变电站处安装三段式电流保护或反时限电流保护, 主馈线上装设三相一次自动重合闸装置, 分支线上装设熔断器。根据“仅断开故障支路, 对瞬时故障进行重合闸”的原则, 使自动重合闸装置与各侧支路上的熔断器相互协调, 而每个熔断器又分别与其直接相连的上一级和/或下一级支路上的熔断器相互协调, 以实现配电网线路的保护, 此种保护不具有方向性。
小水电并入时, 配电网发生了根本性变化, 辐射式配电网将变为遍布电源和用户互联的网络, 配电网成为一个多电源系统, 这将对原配置的不具有方向性的保护设备造成一定的影响。
8.1 对三段式电流保护的影响
小水电上网后系统的电流将重新分布。小水电上网对三段式过流保护 (瞬时、短延时和长延时) 的影响与小水电的容量大小及接入配电系统的位置有关, 并入系统的小水电容量不宜过大, 在小水电容量一定的情况下, 并入线路末端时, 对保护的影响较小, 在小水电容量较大时, 可以事先校验各极端情况下的电流保护定值及灵敏度, 必要时还可以考虑为电流保护加设方向元件。
8.2 对反时限电流保护的影响
配电系统中并入小水电后, 对反时限过流保护的影响主要有以下两点:
1) 增大保护动作时限, 不利于故障的快速切除;
2) 导致非故障线路保护误动, 从而使保护失去选择性, 扩大事故影响范围。
同时, 小水电上网对反时限过流保护的影响也与小水电的容量大小及接入配电系统的位置有关, 情况与8.1相同。
8.3 对熔断器保护的影响
小水电的引入要求其保护装置都具备方向性, 这样的要求对于配电网中的熔断器来说是根本无法实现的, 需要增加方向继电器。
8.4 对自动重合闸的影响
在小水电引入前, 配电网为辐射式结构, 自动重合闸在恢复瞬时性故障线路的供电时, 不会对配电系统产生任何冲击和破坏。小水电引入后, 一旦线路因故障而跳闸, 故障部分不再与电网相连而失去系统电源。而小水电很有可能在故障后没有脱离线路, 与配电网相连继续工作, 则在电网中形成由小水电单独供电的电力孤岛。
电力孤岛保持功率和电压在额定值附近运行。一方面, 在系统电源跳开至自动重合闸动作这段时间内, 小水电很有可能加速或者减速运转, 以至于自动重合闸动作时, 电力孤岛与电网不能保持同步, 出现很大的相角差, 导致非同期重合闸, 产生很大的冲击电流, 线路保护很可能再次动作, 发生误动, 致使重合闸失去了其迅速恢复瞬时故障的职能。同时, 冲击环流也很有可能对电网及小水电单元中的设备带来致命的冲击。另一方面, 在失去系统电源以后, 小水电可能继续维持对故障点的供电, 重合闸发生时, 小水电所提供的故障电流妨碍了故障点电弧的熄灭, 引起故障点持续电弧。此时, 原本的瞬时故障变成了永久性故障。长期的电弧存在会给所有设备的寿命及维护带来很大的困难。
因此, 小水电侧需装设低周、低压解裂装置;同时为避免非同期重合闸给电网和小水电带来的冲击, 系统侧重合闸继电器需检测线路电压, 小水电侧检测同期;为避免故障点持续电弧的影响, 重合闸的动作时限应适当延长。
9 结束语
甘南州小水电与甘肃电网并网运行后, 有效降低电力峰荷、缓解电压骤降、消除过负荷和堵塞、增加输电裕度, 使供电可靠性明显提高。但并网的小水电群在电能质量、网损、继电保护、无功电压等方面对电网也造成了一定的影响, 从发输电系统、电网可靠性、电能质量、网损、无功电压、并网变压器、电网调度和实时监控、系统继电保护等方面, 分析了小水电上网所带来问题的原因, 这些问题可采取适当的措施、控制方法都能解决, 其实束缚小水电发展的主要问题是选址征地难、发电效率低、并网电价低等。
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小水电上网对配电网的影响分析 篇5
1 我国小水电的现状
我国小水电的界定划分是:将单站装机在五万千瓦或者以下的水电站和配套电网, 定为小水电。根据相关部门统计数据, 中国在此标准的小水电资源可开发量高达一亿两千八百万千瓦, 在世界中排在第一位。小水电的资源点在我国境内分布较为广泛, 在我国960万平方公里陆地面积中遍及30个省市区和1700多个山区县, 其中有70%集中分布在西部大开发地区。我国目前所拥有的小水电总量大概有五万多座, 而且装机容量大约是在5600多万千瓦时, 我国小水电每年的总体的发电量可以达到1700多亿。
2 小水电上网对电网的主要影响
2.1 对电能质量的影响
小水电的上网引起配电网的各种扰动对于系统的电能质量都会产生比较大的影响, 其主要具有两方面表现: (1) 很容易造成系统的电压闪变; (2) 易造成系统稳态电压的电压偏移超标。
我国目前的小水电大部分都是泾流电站, 这样的小水电站在发电中受季节变动的影响较大, 也就是说利用这样的小水电, 根据季节不同, 在小水电负荷相对集中的电网中, 当它的容量占有一定比例时, 对电网的电能质量有着较大的影响, 在丰水期, 小水电的发电量猛增会将系统电压进行拉高, 但是等季节转换到了枯水期, 由于小水电站发电较少则会将系统电压再次降低, 很容易造成系统电压波动不平衡。
2.2 对网络损耗的影响
小水电的上网会增大网损, 这主要是受到小水电的建设位置和负荷大小等因素影响;一年中每个季节用电量的不同或者天气气温等原因也会影响小水电的电能输出, 那么由于季节性的变换就不能够提供稳定持续性的电力能源, 会因为外部因素的变化而产生变化。然而针对小水电的分布布局的不合理性以及各种供电线路较长和设备陈旧老化的等诸多方面原因, 都会在其运行过程中很容易产生电能损耗。
2.3 对系统继电保护的影响
辐射状配网电网的潮流是单向的从电源到用户, 并且针对配电网上的80%的故障都是瞬时发生的情况我们也应当全面的考虑在内。所以, 传统的电网设计通常是在变电站旁安装三段式电流对其进行保护, 在主馈线上安装三相一次自动重合匣装置, 然后在支路上安装熔断器。由此我们可以根据这样一个原则:仅断开故障支路, 对于瞬间故障进行重合。这样使得自动重合装置和各处支路上的熔断器有效的相互协调, 而且每个支路上熔断器又是分别和其他直接相连接的熔断器相互融合进行协调, 以此实现对配电网线路的保护, 这种保护是没有一定的方向性。小水电在接入的时候配电网也发生了根本性的变化, 辐射式配电网将转换成遍布电源和用户互联的网络, 这时配电网就成为了一个多电源形式的系统, 那么这对于原配置当中的没有方向性的保护会造成比较严重的影响。
2.4 对电网调度和实时监控的影响
有很多地区的小水电站都建在偏远山区, 这就导致了小水电通讯联系比较薄弱, 对于小水电发电过程中的电流、有用功率、无用功率以及电压等都不能够很好的采集, 对这些数据不能够进行有效的分析, 导致调度工作人员无法在第一时间做出正确有效的决策, 调度命令不能够及时达到而导致监控难度上升, 而且长期按照这样的趋势发展可能对电网的安全运行产生一定的影响。
3 小水电的合理开发和利用
对小水电的建设开发利用, 如果做到科学理性的合理化选址开发利用, 比如科学合理的选择装机容量、输电走廊及电压等级, 对于电力系统的供电安全运行可靠性会有明显提高, 同时对解决当地山区的用电负荷和电能质量也可以得到更好的保证等问题。笔者总结分析主要具有以下几点有利之处:
3.1 水电开发为新农村建设提供了可靠的供电保障
有效合理的开发小水电, 能够全面缓解当地山区用电紧缺的局面, 水电站建成对农村山区用电起到了一定的保障, 可以向周边地区直接供电, 保证周边地区的安全用电, 对地方经济发展起到一定的推动作用, 而且还保证了电网电压在允许的范围之内波动等作用, 山区人民利用可靠的电力, 不仅仅就满足了人们的生产生活用电, 而且还可以丰富农村的文化生活, 使得山区农村的电气化进程明显加快。
3.2 水电开发实现了发电、灌溉、节水“三赢”
在水力发电的过程中, 可以有效的将山区农村的水电开发与河道相互进行整合, 进行统筹规划, 与农田的灌溉有机结合, 不仅成功的整治河道, 而且还保护了生态环境, 对于河流的健康生命也有了一定的保障。所以, 合理利用开发小水电对当地社会和经济发展都有非常大的好处。
4 总结
我国的小水电在给人们带来方便的同时也同样存在电能质量和网损以及机电保护等诸多方面造成了较为严重的影响, 而且小水电建设地理位置不容易选取, 发电功率较低和对电网的扰动等等都是小水电在建设和使用中需要面对的问题, 但是随着当今社会的不断快速发展, 科学技术不断的提升, 我们有理由相信在不久的将来, 这些问题将不会在成为问题出现。小水电作为分布式发电以及清洁能源之一, 在能源综合利用上占有着十分重要的地位。
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