基于全壽命周期成本的增量配電價格測算

張耀東

(天津市海河基礎設施建設有限公司，天津300010)

0 引 言

配電網全壽命周期成本(LCC)統籌考慮了電力設備或系統的規劃、設計、選型、采購、建設、運行、檢修、技改、維護、報廢、更新和退役等在給定周期(即整個壽命周期)內發生的直接費用和間接費用的總和，涉及壽命的全過程，在滿足安全、可靠、效能的前提下追求設備和系統全壽命周期成本最優，可實現配電網系統的優化[1]。全壽命周期成本理念已廣泛應用于輸配電網規劃和評估中。文獻[2- 3]提出了LCC在輸配電網規劃中的應用；文獻[4]將LCC應用于電網安全效能成本評估中；文獻[5]提出了基于LCC的電力系統經濟性評估策略和基于LCC的效能指標。

我國正在推行以準許成本加合理收益為定價方法的輸配電價改革[6]。在電力體制改革的大背景下，增量配電網業務已啟動三批試點，但目前增量配電價格核定機制還未完善，增量配電網投資運營效益測算還不確定。文獻[6- 8]對輸配電價改革的方向和方法、機制進行了探討，提出了現行電價機制中存在的一些主要問題，并提出了相應的建議與設想。目前，各省、區、市都已陸續發布了經核定的輸配電價，但各省之間差距較大，部分省份輸配電價格結構也不盡合理。當增量配電網建設標準高于當地電網平均水平時，采用核定的輸配電價將難以覆蓋建設成本，阻礙增量配電業務向高起點規劃、高標準建設的方向發展。因此，需要對增量配電價格核算方法進行探索研究。

1 基于全壽命周期成本的增量配電價格測算模型

1.1 全壽命周期成本測算模型

根據全壽命周期成本概念，從設備和系統2個角度將配電網全壽命周期成本分為設備級成本和系統級成本。LCC計算如下

CLCC=C設備級+C系統級=(CI+CO+CF+CD)+

(CL+CR)

式中，C設備級為設備級全壽命周期成本，包含設備的投資成本CI、運行成本CO、故障成本CF和報廢成本CD；C系統級為系統級全壽命周期成本，包含線損成本CL和缺電成本CR。

表1 各種城市發展類型和用地類型對應的典型負荷密度指標 MW/km2

(1)CI包括線路及設備的采購、安裝費用，CI=∑(Li×CIi)+∑(nj×CIj)。式中，Li為第i種線路長度；CIi為第i種線路單位長度的線路采購、安裝費用；nj為第j種設備的數量；CIj為第j種設備的采購、安裝費用。

(2)CO包括設備的維護保養成本和能耗成本，而設備能耗往往產生于二次側設備，且成本較低，可忽略，CO=∑(Li×COi)+∑(nj×COj)。式中，COi為第i種線路單位長度的線路年維護費用；COj為第j種設備的年維護費用。

(3)CF包括設備故障更換的費用。CF=∑(Li×CFi×λi)+∑(nj×CFj×λj)。式中，CFi為第i種線路修理更換費用；λi為第i種線路單位長度故障率；CFj為第j種設備的修理更換費用；λj為第j種設備的故障率。

(4)CD包括設備更換拆除后所需的處理費用和設備的殘值，但相比設備的投資成本很小，可忽略。

(5)CL為整個系統的線損成本。CL=α×10-4×ΔP×τ。式中，α為單位電價；ΔP為系統最大負荷損耗功率；τ為最大負荷損耗小時數。

(6)CR為系統運行中因故障或計劃檢修導致的缺電成本。CR=ΔA×σ。式中，ΔA為系統年缺電量；σ為缺電成本系數。

1.2 逐年收益測算模型

增量配電網逐年收益R為其所供用戶的輸配電價。因居民用戶電價采用保底電價，不參與電力交易，有時還可能涉及到交叉補貼，因此需要分別計算居民用電量收益和工商業用戶用電收益。可用下式表示

R=∑(QJi×LJ)+∑(QSj×LS)

式中，QJi為第i戶居民用戶年用電量；LJ為居民用戶配電價；QSj為第j個工商業用戶年用電量；LS為工商業用戶配電價。

2 影響增量配電價格的主要技術因素

2.1 負荷預測

負荷預測結果很大程度上會影響增量配電網建設規模和電網運營過程中的用電量預測。本文采用負荷密度法進行增量配電網規劃的負荷預測。

城市規劃中對不同地塊用地性質的分類，如商業用地，住宅用地，市政用地等，為負荷預測提供了非常重要的信息。不同的用地性質決定了各地塊中用戶的負荷類型有所不同，而不同類型的負荷有不同的發展規律。因此，對用地性質的分析為負荷預測，特別是負荷分布預測提供了良好的基礎。

根據對用地性質的不同分類，參考相關規范和國內類似城市、地區現狀，并結合自身發展定位，確定不同用地類型的負荷密度指標進行負荷預測。選取負荷密度指標時，需要綜合考慮區域內綜合能源規劃方案及能源配比，如以電能作為供熱制冷的區域主要能源則應選取負荷密度的高值，否則選取負荷密度的低值。

負荷預測作為增量配電網規劃建設的基礎，其預測偏差會直接導致增量配電網建設出現偏差。但由于工程建設存在時序，通常可通過控制初期建設規模，預留發展裕度，后期根據負荷增長情況對原規劃方案進行滾動調整，將負荷預測偏差影響最小化。各種城市發展類型和用地類型對應的典型負荷密度指標見表1。

2.2 用電量預測

用電量預測是影響增量配電價格的主要因素，準確的電量預測有助于控制投資風險，最大化投資效益。根據不同的用戶類型和用電特性，確定不同的最大負荷利用小時數，在負荷預測的基礎上得到用電量預測結果。一般居民用戶最大負荷利用小時數約3 000 h；一般商業類、社區服務類、教育類、科研類用戶最大負荷利用小時數為約3 500 h；工業用戶最大負荷利用小時數相對較高，應根據不同行業特點選取不同最大負荷利用小時數典型值。

2.3 網架結構

通常，網架結構直接影響配電網的供電可靠性水平。對供電可靠性要求不高的增量配電網的高壓配電網可選擇輻射型接線，中壓配電網可選擇電纜單環網或架空線多分段合理聯絡的接線方式；而對供電可靠性要求較高的增量配電網的高壓配電網則應采用雙側電源鏈式接線，中壓配電網則可選擇電纜雙環網、單環網結合的接線模式，甚至花瓣形、雙花瓣形等合環運行的網架結構。

2.4 配電自動化

配電自動化是提高配網管理水平以及供電可靠性和電能質量，提升供電能力，實現配電網高效經濟運行的重要手段。增量配電網建設時應因地制宜，選取適當的配電自動化配置方案。對供電可靠性和智能化水平要求較高的增量配電網，在關鍵節點宜配置“三遙”配電自動化裝置，并采用光纜作為電力通信的手段；而對于供電可靠性和智能化水平要求較低的增量配電網，在關鍵節點宜配置“二遙”配電自動化裝置，可采用無線通信手段來實現數據的通信傳輸。配電自動化裝置投資額一般僅占總投資的1%～2%，對配電價格的影響有限。

3 案例分析

3.1 增量配電網概況

選取河北某地區增量配電網試點區進行案例分析。規劃區內的土地使用性質分為居住、行政辦公、商業辦公、醫療、科研院校、居住配套、市政、學校、廣場等類型，規劃范圍總用地為1 228.43 ha，規劃建筑總量約為1 078.67萬m2。根據負荷預測結果，該區域遠期總負荷約383.6 MW，平均負荷密度為31.2 MW/km2。考慮該區域用戶均以10 kV接入電網。

總體來看，該區域以居民負荷為主，而未來發展產業中第三產業比重較大，第二產業比重較少，并且主要為單位電量產值較高的高新服務業。參考一線城市居民用電和全國三次產業用電特點，最大負荷利用小時數取3 300 h。年用電量12.66億kW·h。區域電網規劃建設標準較高，供電可靠率目標值達到99.999%。

3.2 增量配電網建設規模和投資估算

依托220 kV變電站布點，110 kV電網構建雙側電源鏈式結構。每個鏈式結構含3～4座變電站，站內單臺主變來自不同上級電源。遠期高壓配電網絡規劃地理接線見圖1。遠期規劃建設4座4×50 MVA變電站，YJV-1×1 000 mm2電纜16.8 km，YJV-1×800 mm2電纜28.7 km。高壓配電網總投資47 040萬元。

圖1 遠期高壓配電網地理接線

10 kV配電網采用單環網和雙環網，每個單環網掛接3座開關站，每個雙環網掛接6座開關站，開關站負荷按6 MW控制。遠期10 kV配電網絡地理接線見圖2。遠期規劃建設69座開關站，YJV-3×400 mm2電纜81.5 km，296座配電室考慮用戶出資建設，投資不包含配電室進線。中壓配電網總投資31 860萬元。規劃建設電力通道58.9 km，綜合管廊中電纜通道使用費用按3×7孔電力排管建設費用考慮，單價735萬元/km。電力通道總投資約43 291.5萬元。

圖2 遠期中壓配電網地理接線

綜合上述高、中壓配電網規劃方案及主要道路電力通道規劃方案，得到增量配電網運營商在增量配電網規劃方案下的遠期總投資CI約為12.2億元。

3.3 增量配電價格估算

電價測算假設：①項目資本金按20%考慮，其余投資均考慮融資貸款，貸款利率4.9%，按季計息，貸款償還期暫定為20年，等額本息方式。②流動資金參考國家相關規定，暫按自有資金30%、短貸資金70%、短貸利率4.35%考慮。③折舊按20年考慮，殘值率5%，直線折舊法。④基準收益率8%。⑤增值稅按現行財稅制度規定的17%計算，所得稅按25%、城市維護建設稅按7%、教育附加費按5%計算。⑥計算運行成本CO時，以固定資產為計算基數取材料費1%，其他費用取2.5%。⑦計算故障成本CF時，以固定資產為計算基數取修理費1.5%。⑧計算線損成本時，配電網線損率按5.5%計算。⑨計算缺電成本時，考慮該增量配電網供電率目標值達到99.999%。

根據核定的輸配電價，該區域增量配電網輸配電價為0.03元/(kW·h)。經測算，該增量配電網10 kV用戶配電價格需要在核定價格的基礎上加價，以滿足增量配電網準許成本加合理收益的要求。10 kV用戶配電價格：不考慮電力通道投資為0.133 0元/(kW·h)(居民用戶分攤加價)、0.181 4元/(kW·h)(居民用戶不分攤加價)；考慮綜合管廊分攤費為0.189 5元/(kW·h)(居民用戶分攤加價)、0.264 5元/(kW·h)(居民用戶不分攤加價)。

3.4 增量配電價格敏感性分析

根據上文對影響增量配電價格主要技術因素的分析，通過滾動規劃、預留電網裕度等方法可盡可能消除負荷預測偏差的影響，配電自動化投資成本較小，影響有限。為分析用電量預測、網架結構等因素對增量配電網價格影響的敏感性，在上述方案上進行了進一步研究。

(1)用電量敏感性分析。電網建設完成后，如用戶用電量與預測值存在偏差，則會影響到增量配電網配電價格。分別測算用戶用電量0.8和1.2倍時的配電價格，預測結果見表2。從表2可知，用戶用電量對增量配電網用戶配電價格影響較大。因此，用電量預測時采用多種預測方式相互印證，可提高預測的準確性，對降低增量配電網投資風險尤為重要。

表2 增量配電網10 kV用戶配電價格 元/(kW·h)

(2)網架結構。考慮降低電網建設標準，10 kV電網采用單環網接線形式，開關站負荷按8 MW控制，最終建設10 kV開關站48座，10 kV線路長度57 km。經測算，10 kV配電網投資將減少0.97億元，總投資約11.25億元。此情景下測算的配電價格：不考慮電力通道投資為0.120 4元/(kW·h)(居民用戶分攤加價)、0.162 9元/(kW·h)(居民用戶不分攤加價)；考慮綜合管廊分攤費為0.176 9元/(kW·h)(居民用戶分攤加價)、0.246 0元/(kW·h)(居民用戶不分攤加價)。從結果可以看出，網架結構對增量配電網配電價格有顯著影響。在進行增量配電網規劃時，應平衡配電網供電可靠性和經濟性，滿足增量配電網合理收益的需求。

4 結 語

本文提出的基于全壽命周期成本的配電價測算方法，能真實反映增量配電項目全壽命周期的成本，依據準許成本加合理收益的原則測算出增量配電價格。負荷預測精度會影響增量配電網建設規劃，實際工程中，可通過控制初期建設規模，預留發展裕度，滾動調整建設計劃等方法將風險控制到最小。用電量預測、配電網網架結構等因素會對配電價格產生顯著的影響，配電自動化因占總投資比例較小，對配電價格影響不大。為降低投資風險，應精細化增量配電網試點區域的用電量預測，因地制宜地選擇合適的網架結構和配電自動化配置方案。

對建設標準較高的區域在開展增量配電業務時，需單獨核定其配電價格，以保證其合理收益，激發社會資本的參與熱情。隨著電力體制改革的不斷深化，可進一步深入研究增量配電業務對區域售電業務的影響。