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国家电网始终贯彻以可靠性为中心的配电网规划理念

发布时间：2013-09-24 来源：中国行业研究网

本文摘要：配电网是连接输电网、分布式电源和各类用户的重要环节，是经济社会发展的重要基础设施。十一五以来，国家电网公司持续加大配电网建设和...

　　配电网是连接输电网、分布式电源和各类用户的重要环节，是经济社会发展的重要基础设施。“十一五”以来，国家电网公司持续加大配电网建设和改造投入力度，配电网得到了长足发展，电网规模和发展质量显著提高。与2005年相比，2012年配电网变(配)电容量和线路长度规模实现翻番，城网客户年均停电时间为5.2小时(约311分钟)，农网客户平均停电时间为23.2小时(约1393分钟)，分别降低了24%和43%，配电网供电可靠性显著提升。

　　但是，由于历史欠账较多，配电网发展基础薄弱，我国10千伏中压配电网发展仍然滞后，与国际上先进国家的配网相比，电网结构、标准化建设程度和配电自动化水平均存在较大差距。目前，日本东京电力公司经营区户均停电时间已经降低至10分钟以内，法国配电网公司(ERDF)在70分钟左右。

　　提升精益化水平

　　2013年，公司颁布了《配电网规划设计技术导则》(以下简称《导则》)和《配电网规划内容深度规定》两项技术标准，旨在提升配电网规划水平。

　　国家电网公司发展策划部组织国网北京经济技术研究院等直属单位，指导省级电力公司开展2013～2020年配电网滚动规划工作，通过在具备条件的地区开展“空间负荷预测”、“变电站优化布点”和“电力设施布局规划”，满足规划站址和通道资源需求，并使之纳入地方政府用地规划，确保规划成果落地;开展“目标网架研究”，确定远景目标网架结构，引导配电网发展。

　　公司始终贯彻以可靠性为中心的配电网规划理念，引入可靠性量化分析方法，科学制定规划方案;贯彻全寿命周期管理理念，考虑配电网资产在规划设计、建设改造、运维检修全过程中的成本，量化、比较、选择规划方案，实现规划成果经济性整体最优。

　　推行标准化建设

　　经过10余年建设改造，配电网装备“年轻化”程度得到显著提升，一半以上设备运行年限小于10年。但是，10千伏设备种类繁多，部分地区建设标准偏低问题仍然存在，电网设备的技术水平和质量仍然参差不齐。此外，由于经济发展不平衡，农网与城网的电网结构和供电可靠性差距较大，2012年农网户均停电时间是城网的4.5倍，而农网10千伏线路互联比例仅为城网的三分之一。

　　配电网发展面临工程数量多、建设周期短、外部条件变化快、地区发展差异大、设备种类繁杂等特点和问题，标准化建设是提升配电网发展质量的必然选择。

　　公司依据《导则》，在配电网滚动规划中首次开展了供电区域划分工作。《导则》按供电可靠性需求和负荷重要程度，辅以负荷密度，将经营区细分为A+、A等6类供电区域，分区诊断配电网存在的问题，并结合国外先进国家成果，在A+和A类供电区域，对比分析电网结构、设备标准和运行指标差距;细化6类供电区域电网发展目标、建设重点和建设标准，规范电网结构、10千伏线路供电半径、变(配)电和线路设施建设型式、主要设备参数(如变压器容量序列、导线截面序列)、电源和客户接入方式，并组织国网经研院开展“配电网典型供电模式”研究工作，积极推进配电网建设标准化工作。

　　开展重点城市示范

　　公司已经确定2020年全面建成“世界一流”配电网发展战略。2012年，国家电网公司运维检修部瞄准国际先进水平，以持续提升供电可靠性和优质服务水平为目标，在北京、上海、厦门等10个重点城市的核心区开展“城市配电网示范工程建设”，试点建设“世界一流”配电网。通过优化网架结构、推进不停电作业和标准化抢修、推广配网设备状态检修、加快配电自动化建设与应用等工作，示范区内实现了10千伏电网100%转供、配电自动化覆盖率100%，客户平均故障停电时间降至4.5分钟。

　　新型煤化工行业有望进入稳步发展期

　　考虑到我国原油及天然气较高对外依存度,我们认为有效利用现有丰富煤炭资源,通过新型煤化工产业适当降低其他能源进口量将是我国能源产业发展有益方向之一。随着3月份新型煤化工项目批复重启,我们认为政策已开始“适度鼓励新型示范项目建设”,新型煤化工行业将有望进入稳步发展期。

　　煤制天然气和煤制烯烃发展前景较好

　　从技术路径、成本优势、能量转换效率、资源消耗以及示范项目运营情况等几个维度来分析,我们认为煤制天然气和煤制烯烃具有大规模工业化发展潜力。从已建成项目各生产单元设计、施工情况来看,中国化学在煤气化、净化、甲烷化;中石化炼化工程在甲醇制烯烃等领域均有较强竞争优势。

　　三方面因素或影响新型煤化工投资进度

　　我们认为业主投资意愿及资金情况、技术储备及运营建设经验、对未来油价预期及资源约束条件将影响新型煤化工项目投资进度。从时间维度来看,业主投资意愿和资金状况会在短期内影响项目开工时间及施工进度,而技术储备、运营经验/效率、对未来油价预期等或将影响行业长期投资规模。

　　至2018年新型煤化工投资总额预计将达到8000亿元

　　在以煤炭深加工示范项目和已获“路条”项目为基准假设下,我们预计至2018年新型煤化工项目投资总额或将达到8000亿元,其中煤制天然气约为4400亿元,在各新型煤化工项目中占比最高,并有望从2014年下半年起逐步进入项目开工/施工高峰。

　　2013年7月10日，国家对天然气价格和机制分别进行了调整，而中石油、中石化也在增加对全国各地的天然气供应量。

　　可是即便如此，华电集团下属一家电厂负责人近日则告诉记者，国家对天然气提价之后，他所在公司的上网电价未调整到位，再加上天然气源仍不足，该电厂现在处于亏损状态。

　　上网电价或调整

　　国家于7月10日出台的天然气调价政策是：取消成本加成法，设定最高门站价;存量非民用气的上涨幅度不超过0.4元/立方米，且三年内与增量气接轨;增量气高于存量气0.88元/立方米。

　　前述电厂负责人告诉记者，在这一轮天然气价调整后，其实际的天然气采购价涨了0.41元/立方米，达到2.22元/立方米左右。如果该厂再新建机组的话，将按照增量气的价格来采购天然气，也就是3.3元/立方米左右。

　　“每立方米的天然气，大概发电5千瓦时，若按照2.22元来计算，我们的发电成本约是0.44元/千瓦时。”该电厂负责人表示。

　　这家电厂的上网电价现为0.58元/千瓦时左右，也就是说，该上网电价与电厂的实际成本(0.44元)只有0.141元的价差，而这一价差难以覆盖其他的管理、财务等费用。

　　据其了解，有关部门可能会把燃煤电厂的上网电价在本月末下调一点，将这部分下调后的价格空间让出来，并且对天然气电厂的上网电价有所提升。“现在据我所知，我们这里附近的煤电厂电价大概在0.456元/千瓦时，该电价再下调一些之后，煤电厂依然是有盈利空间的。”

　　东方证券分析师周衍长对记者说，煤电厂的盈利情况不一而足，要看其财务费用、人工及电煤的采购价，江苏当地的煤电厂盈利空间相对较大，有的煤电厂如果经营得好，甚至有0.15元/千瓦时的盈利能力。

　　与华电集团这家电厂不同的是，琥珀能源下属的几家天然气电厂，其天然气采购价、上网电价都有所提升。

　　目前此电厂的天然气含税价，由以往的2.41元/立方米调整为3.22元/立方米，提高33.6%;而含税的上网电价则从0.8元/千瓦时上涨至0.96元/千瓦时，上调幅度是20%。因此，琥珀能源称自己实际承担的气价上涨成本约21%。“上网电价的增加幅度，比天然气价格的增幅要低，这会给企业的经营带来困难。”琥珀能源的中报如此评价道。

　　天然气供应量不足

　　而就华电上述那家电厂而言，还有一个困难，便是天然气的供应量不足。

　　这家电厂曾在上世纪90年代初期建成了2台220MW燃煤机组，装机容量达到49.75万千瓦，而得知中石油的西气东输工程实施后，该公司立即推动了燃气发电项目，并使之进入西气东输的第一批配套项目。

　　不过，此电厂的上述负责人表示，其去年获得的天然气分别来自于中石油、中石化，共计8亿立方米左右，而今年前8月仍然是缺气状态。

　　如果气源不足，天然气电厂的实际成本会很高。

　　“有了气源，其产能利用率也可以提升，能摊薄其固定资产的折旧、财务费用及人工开支。但如果没有气源，发不出电，一点现金都没有，最坏的结果是资金链断裂。”

　　缺气并不是这家公司独特的现象。

　　同在江苏的另一家主要供应民用燃气的企业董事长向记者表示，平时该公司的气量是不错的，但到了调峰期(如冬季取暖时)，气源就显得不足了，因为当地很多人会使用壁挂炉，致使用气量大幅攀升。目前有一种解决办法是，他们通过与中石油、申能集团等协商，将申能集团供给上海的部分气源直接通过管道送到南京，以便应急。而这部分气源实际上是LNG(液化天然气)，该江苏燃气公司以LNG的价格来采购，但交割时则为气态，即“液态交易、气态交割”。

　　不过对于上述方法，华电那家电厂负责人未予置评。

　　据江苏省能源局一位负责人向记者透露，去年中石油供给江苏的天然气总量近115亿立方米，本来中石油的供应量在2013年还可能比去年有所下降，但在多方协调下，中石油估计能提供120亿立方米的量，比去年仍有一定上升，但增幅并不大。有熟悉中石油集团的人士表示，一部分电厂之所以不能获得足量的气体供应，可能还是因为各方协调的原因，天然气的供应还是要首先保证民用气，工商业的用气则是其次。

　　而前述那家华电集团下属的天然气电厂负责人则表示，国家及有关部门正在想办法理顺天然气价与电价的关系，同时他们也在与供气方(中石油、中石化)协调，希望气价、气量等问题都可以解决，公司也可以进一步减亏。

关键词：国家电网　始终　贯彻　

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