基金项目：甘肃省科技计划项目(1002GKDA009；1009GTGA024)
0 引言
酒泉是国家批准开工建设的第1个千万千瓦级风电基地，目前一期工程550万kW风电机组已经全部吊装完并基本完成了安装调试，在2011年上半年将全部并网运行。在远离兰州负荷中心1 000 km以外建设如此大规模风电基地，不仅存在风电送出能力、电力消纳、调频调峰和系统稳定等问题[1-8]，同时投资建设河西750 kV送出工程大幅度增加了电网企业的建设成本和运行成本。本文将研究酒泉风电基地一期及配套送出工程的投产对甘肃省电力公司(以下简称“省公司”)的经营管理和经济效益的影响，同时提出应对措施与建议[9-12]。
1 酒泉风电基地一期送出工程基本情况
甘肃酒泉风电基地550万kW机组的接入系统分为2个部分：有140万kW机组的电力通过110 kV电压等级汇集后接入330 kV电网；有410万kW机组的电力通过330 kV电压等级汇集后接入750 kV电网。相应的风电送出工程由2部分组成：110 kV及330 kV风电汇集及送出工程，750 kV风电送出工程。
为满足风电送出，建设了敦煌—酒泉—金昌—武胜双回750 kV输变电工程，其中，敦煌—酒泉线路长279 km，酒泉—金昌线路长372 km，金昌—武胜线路长194 km。新建敦煌750 kV变电站，容量2×2 100 MVA；新建酒泉750 kV变电站，容量1×2 100 MVA；新建金昌750 kV变电站，容量1×2 100 MVA；扩建武胜750 kV变电站2个出线间隔。
上述新建750 kV输变电工程，在不考虑后续串补和可控高抗时本期建设工程总投资为803 562万元；省公司另外建设的330 kV、110 kV风电汇集、送出线路及配套工程投资120 000万元；酒泉风电基地一期风电汇集及送出工程共需投资92.3562亿元，其中330 kV、110 kV部分为实际投资，750 kV部分为批准概算投资。
2 风电送出工程建设运行成本及收益分析
2.1 建设运行成本
2.1.1 投资及财务费用增加
省公司投资92.356 2亿元建设酒泉550万kW风电汇集及送出工程，其中除了20%的资本金以外，其余80%全部使用银行固定资产投资贷款。按照2010年年底5年以上固定资产投资贷款利率6.40%计算，第1年需要支付贷款利息47 286万元。根据宏观经济形势分析，固定资产投资贷款利率存在提高的可能性，每年贷款利息增加的可能性较大。
2.1.2 折旧成本增加
省公司投资建设风电送出工程及风电汇集工程后，大幅增加了省公司的固定资产，按国家现行的财务制度管理规定，同时将大幅增加省公司的折旧成本。考虑风电送出工程及风电汇集工程投资全部形成固定资产，按甘肃省电力公司输变电资产综合折旧率6.16%考虑，每年增加折旧成本56 891万元。
2.1.3 增加运行维护费用
风电汇集及送出工程投产后，大幅度增加省公司的电网运行、维护、检修和技改工作量，相应增加省公司的运行成本，按照固定资产2.5%的标准考虑运行成本，酒泉风电汇集及送出工程每年的运行成本为23 089万元。
2.1.4 线损成本增加
由于甘肃河西地区用电量不大，风电电量需要输送到兰州地区。通过计算，风电送出综合线损率约为0.75%，按照风电上网电量121亿kW·h考虑，所对应的线损电量为9 075万kW·h。省公司按火电机组脱硫标杆电价0.281 5元/(kW·h)向风电企业支付，增加线损费用约为2 555万元。
2.1.5 增加购电成本
新建风电项目应该执行国家发改委核定二类地区上网电价0.54元/(kW·h)，其中省公司按照火电机组脱硫标杆电价0.281 5元/(kW·h)支付购电费，与2009年购电均价0.257 2元/(kW·h)相比，多支付购电单价0.024 3元/(kW·h)。酒泉风电基地550万kW机组全部投产后，预计上网电量将达到121亿kW·h，因此，省公司年增加29 403万元购电成本。
2.2 风电送出补贴收入
根据国家发改委《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》(发改价格〔2007〕44号)文件的规定，可再生能源电价补贴包括可再生能源发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分、国家投资或补贴建设的公共可再生能源独立电力系统运行维护费用高于当地省级电网平均销售电价的部分，以及可再生能源发电项目接网费用等。可再生能源发电项目接网费用是指专为可再生能源发电项目上网而发生的输变电投资和运行维护费用。接网费用收费标准按线路长度制定：50 km以内为0.01元/(kW·h)，50～100 km为0.02元/(kW·h)，100 km及以上为0.03元/(kW·h)。酒泉风电基地的风电通过330kV、110 kV线路送出，线路长度均不足100 km，如果能够全部按照0.02元/(kW·h)的标准收取可再生能源发电项目接网费用，按照年上网电量121亿kW·h计算，较乐观的预测每年应该收取24 200万元接网费用。
综合考虑财务费用、折旧成本、运行成本、购电成本、线损成本，年增加成本159 224万元，如果补贴收入全部能够落实，那么净增加成本135 024万元；扣除折旧成本以后净增加付现成本78 133万元。
3 对省公司经营管理的影响
3.1 对投融资能力及电网发展的影响
省公司为风电并网及送出，投资建设风电汇集及送出工程每年净增加付现成本78 133万元，相当于减少了省公司资本金来源，按照国家电力建设投资管理规定，所有电力固定资产投资资本金必须达到20%，资本金来源减少78 133万元，相当于减少省公司投资能力390 665万元，使电网发展面临着更大的资本金不足的压力。
3.2 对省公司盈利能力及主要经营指标的影响
省公司每年净增加成本135 024万元，相当于减少了利润总额135 024万元。同时，为了满足日益增大的用电市场和电网建设投资需求，省公司将不得不以贷款补充资本金，将导致资产负债率进一步增加，到2010年年底省公司资产负债率已经达到较高值，不仅财务状况整体恶化，省公司持续稳健经营的能力也已下降。
3.3 对购电计划管理及优化购电结构的影响
酒泉风电基地550万kW风电2011年上半年全部并网运行后，平凉、崇信、兰州热电等大批火电项目也将建成投产，在全省电力用电需求增加不大的情况下，省内火电机组发电利用小时数随之大幅下降，丰水季节火电开机方式调整难度更大，同时，由于缺乏预测风电出力的有效手段，购电计划管理的难度进一步增加。
风电、水电在满足电网安全稳定的前提下全额上网以后，考虑优先安排供热及综合利用火电机组发电，其余火电机组的市场容量随之减少，而且还要长期处于低负荷状态运行，省内常规火电机组年利用小时数将下降至3 500 h左右，火电企业将面临持续发展能力降低的局面，保障电力、热力供应的能力下降，进而使网省公司优化购电结构的能力大幅度减弱。
3.4 对上网电价及跨省电力电量交易的影响
风力发电量很大程度上由风的大小而定，在风电出力间歇的情况下，要有其他一定规模的水电、火电等常规发电厂参与电力系统的调节[13]，才能保障系统持续、稳定供电。常规火电机组频繁参与电力系统的调节，无法稳定在额定工况运行，必然导致其单位发电能耗等成本增加，导致电力系统总体发电成本增加，促使上网电价上调的可能性增大[14]。
甘肃电网无法完全满足550万kW风电项目调频调峰的需求，须依靠西北五省区尤其是青海省黄河中上游水电参与调峰[15-16]，大规模跨省调峰存在调度管理模式和电力交易规则等一系列管理问题；由于缺乏跨省调峰的补偿费用来源，如果按照以省为实体的省间联络线结算考核的管理模式，可能大幅度增加省公司跨省电力电量交易的成本。
4 建议
4.1 积极争取风电远距离送出配套政策，维护省公司可持续发展能力
根据国家发改委《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》(发改价格〔2007〕44号)文件规定的风电接网费补贴政策，酒泉风电基地即使全部按照100 km以上统一补贴0.03元/(kW·h)进行补偿，省公司还需要净增加成本122 924万元/年。显然，该政策不足以补偿省公司增加的成本，应制定有利于激励风电远距离送出的特殊补偿政策[17]，维护电网企业的可持续发展能力。
4.2 积极争取风电辅助服务配套政策，维护企业合理利益
由于风电年平均利用小时数仅约为2 200 h，但风电接入及送出设备容量必须按照风电装机容量选择，导致设备利用率低、运行成本偏高。为了包容风电的特性、保证系统安全，就必须采取相应的技术措施，从而增加了电力系统的投资和运维成本。综合考虑上述因素，应研究制定合理的风电辅助服务配套政策。国家能源政策是促进风电超常规发展的关键因素。随着风电的发展，现有单纯扶持性政策的局限性逐渐显现，需要完善调频调峰、跨省消纳和系统稳定等方面的辅助服务配套政策，在激励电网经营企业接纳更多风电的同时，也维护电网企业的利益。
4.3 统筹大电网资源，共同应对挑战
酒泉风电基地是我国核准的第1个千万千瓦级风电基地，是履行国家环境责任和国家能源战略的需要[18-22]，应发挥全国范围内电网资源的整体优势共同应对挑战[23]。首先应充分发挥跨区输电能力的资源优势，优先安排大规模风电的跨区输送，缓解风电本地消纳矛盾；其次应发掘西北电网电源结构的整体优势，充分发挥西北地区电源尤其是水电的调峰能力，共同解决酒泉风电并网的平稳运行问题[24-25]；然后应按照有利于促进跨省电力交易的原则，综合考虑西北各省电力资源协调互补，完善跨省电力电量交易管理办法，实现西北地区电源与电网资源的优化配置。
作者简介：汪宁渤(1963—)，男，辽宁营口人，注册咨询工程师，高级工程师，主要从事电力系统规划及风电等方面的研究。E-mail: wangnb@gs.sgcc.com.cn
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