基金項目：甘肅省科技計劃項目(1002GKDA009；1009GTGA024)
    0  引言
    酒泉是國家批準開工建設(shè)的第1個千萬千瓦級風(fēng)電基地，目前一期工程550萬kW風(fēng)電機組已經(jīng)全部吊裝完并基本完成了安裝調(diào)試，在2011年上半年將全部并網(wǎng)運行。在遠離蘭州負荷中心1 000 km以外建設(shè)如此大規(guī)模風(fēng)電基地，不僅存在風(fēng)電送出能力、電力消納、調(diào)頻調(diào)峰和系統(tǒng)穩(wěn)定等問題[1-8]，同時投資建設(shè)河西750 kV送出工程大幅度增加了電網(wǎng)企業(yè)的建設(shè)成本和運行成本。本文將研究酒泉風(fēng)電基地一期及配套送出工程的投產(chǎn)對甘肅省電力公司(以下簡稱“省公司”)的經(jīng)營管理和經(jīng)濟效益的影響，同時提出應(yīng)對措施與建議[9-12]。
    1  酒泉風(fēng)電基地一期送出工程基本情況
    甘肅酒泉風(fēng)電基地550萬kW機組的接入系統(tǒng)分為2個部分：有140萬kW機組的電力通過110 kV電壓等級匯集后接入330 kV電網(wǎng)；有410萬kW機組的電力通過330 kV電壓等級匯集后接入750 kV電網(wǎng)。相應(yīng)的風(fēng)電送出工程由2部分組成：110 kV及330 kV風(fēng)電匯集及送出工程，750 kV風(fēng)電送出工程。
    為滿足風(fēng)電送出，建設(shè)了敦煌—酒泉—金昌—武勝雙回750 kV輸變電工程，其中，敦煌—酒泉線路長279 km，酒泉—金昌線路長372 km，金昌—武勝線路長194 km。新建敦煌750 kV變電站，容量2×2 100 MVA；新建酒泉750 kV變電站，容量1×2 100 MVA；新建金昌750 kV變電站，容量1×2 100 MVA；擴建武勝750 kV變電站2個出線間隔。
    上述新建750 kV輸變電工程，在不考慮后續(xù)串補和可控高抗時本期建設(shè)工程總投資為803 562萬元；省公司另外建設(shè)的330 kV、110 kV風(fēng)電匯集、送出線路及配套工程投資120 000萬元；酒泉風(fēng)電基地一期風(fēng)電匯集及送出工程共需投資92.3562億元，其中330 kV、110 kV部分為實際投資，750 kV部分為批準概算投資。
    2  風(fēng)電送出工程建設(shè)運行成本及收益分析
    2.1  建設(shè)運行成本
    2.1.1  投資及財務(wù)費用增加
    省公司投資92.356 2億元建設(shè)酒泉550萬kW風(fēng)電匯集及送出工程，其中除了20%的資本金以外，其余80%全部使用銀行固定資產(chǎn)投資貸款。按照2010年年底5年以上固定資產(chǎn)投資貸款利率6.40%計算，第1年需要支付貸款利息47 286萬元。根據(jù)宏觀經(jīng)濟形勢分析，固定資產(chǎn)投資貸款利率存在提高的可能性，每年貸款利息增加的可能性較大。
    2.1.2  折舊成本增加
    省公司投資建設(shè)風(fēng)電送出工程及風(fēng)電匯集工程后，大幅增加了省公司的固定資產(chǎn)，按國家現(xiàn)行的財務(wù)制度管理規(guī)定，同時將大幅增加省公司的折舊成本。考慮風(fēng)電送出工程及風(fēng)電匯集工程投資全部形成固定資產(chǎn)，按甘肅省電力公司輸變電資產(chǎn)綜合折舊率6.16%考慮，每年增加折舊成本56 891萬元。
    2.1.3  增加運行維護費用
    風(fēng)電匯集及送出工程投產(chǎn)后，大幅度增加省公司的電網(wǎng)運行、維護、檢修和技改工作量，相應(yīng)增加省公司的運行成本，按照固定資產(chǎn)2.5%的標準考慮運行成本，酒泉風(fēng)電匯集及送出工程每年的運行成本為23 089萬元。
    2.1.4  線損成本增加
    由于甘肅河西地區(qū)用電量不大，風(fēng)電電量需要輸送到蘭州地區(qū)。通過計算，風(fēng)電送出綜合線損率約為0.75%，按照風(fēng)電上網(wǎng)電量121億kW·h考慮，所對應(yīng)的線損電量為9 075萬kW·h。省公司按火電機組脫硫標桿電價0.281 5元/(kW·h)向風(fēng)電企業(yè)支付，增加線損費用約為2 555萬元。
    2.1.5  增加購電成本
    新建風(fēng)電項目應(yīng)該執(zhí)行國家發(fā)改委核定二類地區(qū)上網(wǎng)電價0.54元/(kW·h)，其中省公司按照火電機組脫硫標桿電價0.281 5元/(kW·h)支付購電費，與2009年購電均價0.257 2元/(kW·h)相比，多支付購電單價0.024 3元/(kW·h)。酒泉風(fēng)電基地550萬kW機組全部投產(chǎn)后，預(yù)計上網(wǎng)電量將達到121億kW·h，因此，省公司年增加29 403萬元購電成本。
    2.2  風(fēng)電送出補貼收入
    根據(jù)國家發(fā)改委《可再生能源電價附加收入調(diào)配暫行辦法》(發(fā)改價格〔2007〕44號)文件的規(guī)定，可再生能源電價補貼包括可再生能源發(fā)電項目上網(wǎng)電價高于當?shù)孛摿蛉济簷C組標桿上網(wǎng)電價的部分、國家投資或補貼建設(shè)的公共可再生能源獨立電力系統(tǒng)運行維護費用高于當?shù)厥〖夒娋W(wǎng)平均銷售電價的部分，以及可再生能源發(fā)電項目接網(wǎng)費用等。可再生能源發(fā)電項目接網(wǎng)費用是指專為可再生能源發(fā)電項目上網(wǎng)而發(fā)生的輸變電投資和運行維護費用。接網(wǎng)費用收費標準按線路長度制定：50 km以內(nèi)為0.01元/(kW·h)，50～100 km為0.02元/(kW·h)，100 km及以上為0.03元/(kW·h)。酒泉風(fēng)電基地的風(fēng)電通過330kV、110 kV線路送出，線路長度均不足100 km，如果能夠全部按照0.02元/(kW·h)的標準收取可再生能源發(fā)電項目接網(wǎng)費用，按照年上網(wǎng)電量121億kW·h計算，較樂觀的預(yù)測每年應(yīng)該收取24 200萬元接網(wǎng)費用。
    綜合考慮財務(wù)費用、折舊成本、運行成本、購電成本、線損成本，年增加成本159 224萬元，如果補貼收入全部能夠落實，那么凈增加成本135 024萬元；扣除折舊成本以后凈增加付現(xiàn)成本78 133萬元。
    3  對省公司經(jīng)營管理的影響