基于全寿命周期成本的增量配电价格测算

张耀东

(天津市海河基础设施建设有限公司，天津300010)

0 引 言

配电网全寿命周期成本(LCC)统筹考虑了电力设备或系统的规划、设计、选型、采购、建设、运行、检修、技改、维护、报废、更新和退役等在给定周期(即整个寿命周期)内发生的直接费用和间接费用的总和，涉及寿命的全过程，在满足安全、可靠、效能的前提下追求设备和系统全寿命周期成本最优，可实现配电网系统的优化[1]。全寿命周期成本理念已广泛应用于输配电网规划和评估中。文献[2- 3]提出了LCC在输配电网规划中的应用；文献[4]将LCC应用于电网安全效能成本评估中；文献[5]提出了基于LCC的电力系统经济性评估策略和基于LCC的效能指标。

我国正在推行以准许成本加合理收益为定价方法的输配电价改革[6]。在电力体制改革的大背景下，增量配电网业务已启动三批试点，但目前增量配电价格核定机制还未完善，增量配电网投资运营效益测算还不确定。文献[6- 8]对输配电价改革的方向和方法、机制进行了探讨，提出了现行电价机制中存在的一些主要问题，并提出了相应的建议与设想。目前，各省、区、市都已陆续发布了经核定的输配电价，但各省之间差距较大，部分省份输配电价格结构也不尽合理。当增量配电网建设标准高于当地电网平均水平时，采用核定的输配电价将难以覆盖建设成本，阻碍增量配电业务向高起点规划、高标准建设的方向发展。因此，需要对增量配电价格核算方法进行探索研究。

1 基于全寿命周期成本的增量配电价格测算模型

1.1 全寿命周期成本测算模型

根据全寿命周期成本概念，从设备和系统2个角度将配电网全寿命周期成本分为设备级成本和系统级成本。LCC计算如下

CLCC=C设备级+C系统级=(CI+CO+CF+CD)+

(CL+CR)

式中，C设备级为设备级全寿命周期成本，包含设备的投资成本CI、运行成本CO、故障成本CF和报废成本CD；C系统级为系统级全寿命周期成本，包含线损成本CL和缺电成本CR。

表1 各种城市发展类型和用地类型对应的典型负荷密度指标 MW/km2

(1)CI包括线路及设备的采购、安装费用，CI=∑(Li×CIi)+∑(nj×CIj)。式中，Li为第i种线路长度；CIi为第i种线路单位长度的线路采购、安装费用；nj为第j种设备的数量；CIj为第j种设备的采购、安装费用。

(2)CO包括设备的维护保养成本和能耗成本，而设备能耗往往产生于二次侧设备，且成本较低，可忽略，CO=∑(Li×COi)+∑(nj×COj)。式中，COi为第i种线路单位长度的线路年维护费用；COj为第j种设备的年维护费用。

(3)CF包括设备故障更换的费用。CF=∑(Li×CFi×λi)+∑(nj×CFj×λj)。式中，CFi为第i种线路修理更换费用；λi为第i种线路单位长度故障率；CFj为第j种设备的修理更换费用；λj为第j种设备的故障率。

(4)CD包括设备更换拆除后所需的处理费用和设备的残值，但相比设备的投资成本很小，可忽略。

(5)CL为整个系统的线损成本。CL=α×10-4×ΔP×τ。式中，α为单位电价；ΔP为系统最大负荷损耗功率；τ为最大负荷损耗小时数。

(6)CR为系统运行中因故障或计划检修导致的缺电成本。CR=ΔA×σ。式中，ΔA为系统年缺电量；σ为缺电成本系数。

1.2 逐年收益测算模型

增量配电网逐年收益R为其所供用户的输配电价。因居民用户电价采用保底电价，不参与电力交易，有时还可能涉及到交叉补贴，因此需要分别计算居民用电量收益和工商业用户用电收益。可用下式表示

R=∑(QJi×LJ)+∑(QSj×LS)

式中，QJi为第i户居民用户年用电量；LJ为居民用户配电价；QSj为第j个工商业用户年用电量；LS为工商业用户配电价。

2 影响增量配电价格的主要技术因素

2.1 负荷预测

负荷预测结果很大程度上会影响增量配电网建设规模和电网运营过程中的用电量预测。本文采用负荷密度法进行增量配电网规划的负荷预测。

城市规划中对不同地块用地性质的分类，如商业用地，住宅用地，市政用地等，为负荷预测提供了非常重要的信息。不同的用地性质决定了各地块中用户的负荷类型有所不同，而不同类型的负荷有不同的发展规律。因此，对用地性质的分析为负荷预测，特别是负荷分布预测提供了良好的基础。

根据对用地性质的不同分类，参考相关规范和国内类似城市、地区现状，并结合自身发展定位，确定不同用地类型的负荷密度指标进行负荷预测。选取负荷密度指标时，需要综合考虑区域内综合能源规划方案及能源配比，如以电能作为供热制冷的区域主要能源则应选取负荷密度的高值，否则选取负荷密度的低值。

负荷预测作为增量配电网规划建设的基础，其预测偏差会直接导致增量配电网建设出现偏差。但由于工程建设存在时序，通常可通过控制初期建设规模，预留发展裕度，后期根据负荷增长情况对原规划方案进行滚动调整，将负荷预测偏差影响最小化。各种城市发展类型和用地类型对应的典型负荷密度指标见表1。

2.2 用电量预测

用电量预测是影响增量配电价格的主要因素，准确的电量预测有助于控制投资风险，最大化投资效益。根据不同的用户类型和用电特性，确定不同的最大负荷利用小时数，在负荷预测的基础上得到用电量预测结果。一般居民用户最大负荷利用小时数约3 000 h；一般商业类、社区服务类、教育类、科研类用户最大负荷利用小时数为约3 500 h；工业用户最大负荷利用小时数相对较高，应根据不同行业特点选取不同最大负荷利用小时数典型值。

2.3 网架结构

通常，网架结构直接影响配电网的供电可靠性水平。对供电可靠性要求不高的增量配电网的高压配电网可选择辐射型接线，中压配电网可选择电缆单环网或架空线多分段合理联络的接线方式；而对供电可靠性要求较高的增量配电网的高压配电网则应采用双侧电源链式接线，中压配电网则可选择电缆双环网、单环网结合的接线模式，甚至花瓣形、双花瓣形等合环运行的网架结构。

2.4 配电自动化

配电自动化是提高配网管理水平以及供电可靠性和电能质量，提升供电能力，实现配电网高效经济运行的重要手段。增量配电网建设时应因地制宜，选取适当的配电自动化配置方案。对供电可靠性和智能化水平要求较高的增量配电网，在关键节点宜配置“三遥”配电自动化装置，并采用光缆作为电力通信的手段；而对于供电可靠性和智能化水平要求较低的增量配电网，在关键节点宜配置“二遥”配电自动化装置，可采用无线通信手段来实现数据的通信传输。配电自动化装置投资额一般仅占总投资的1%～2%，对配电价格的影响有限。

3 案例分析

3.1 增量配电网概况

选取河北某地区增量配电网试点区进行案例分析。规划区内的土地使用性质分为居住、行政办公、商业办公、医疗、科研院校、居住配套、市政、学校、广场等类型，规划范围总用地为1 228.43 ha，规划建筑总量约为1 078.67万m2。根据负荷预测结果，该区域远期总负荷约383.6 MW，平均负荷密度为31.2 MW/km2。考虑该区域用户均以10 kV接入电网。

总体来看，该区域以居民负荷为主，而未来发展产业中第三产业比重较大，第二产业比重较少，并且主要为单位电量产值较高的高新服务业。参考一线城市居民用电和全国三次产业用电特点，最大负荷利用小时数取3 300 h。年用电量12.66亿kW·h。区域电网规划建设标准较高，供电可靠率目标值达到99.999%。

3.2 增量配电网建设规模和投资估算

依托220 kV变电站布点，110 kV电网构建双侧电源链式结构。每个链式结构含3～4座变电站，站内单台主变来自不同上级电源。远期高压配电网络规划地理接线见图1。远期规划建设4座4×50 MVA变电站，YJV-1×1 000 mm2电缆16.8 km，YJV-1×800 mm2电缆28.7 km。高压配电网总投资47 040万元。

图1 远期高压配电网地理接线

10 kV配电网采用单环网和双环网，每个单环网挂接3座开关站，每个双环网挂接6座开关站，开关站负荷按6 MW控制。远期10 kV配电网络地理接线见图2。远期规划建设69座开关站，YJV-3×400 mm2电缆81.5 km，296座配电室考虑用户出资建设，投资不包含配电室进线。中压配电网总投资31 860万元。规划建设电力通道58.9 km，综合管廊中电缆通道使用费用按3×7孔电力排管建设费用考虑，单价735万元/km。电力通道总投资约43 291.5万元。

图2 远期中压配电网地理接线

综合上述高、中压配电网规划方案及主要道路电力通道规划方案，得到增量配电网运营商在增量配电网规划方案下的远期总投资CI约为12.2亿元。

3.3 增量配电价格估算

电价测算假设：①项目资本金按20%考虑，其余投资均考虑融资贷款，贷款利率4.9%，按季计息，贷款偿还期暂定为20年，等额本息方式。②流动资金参考国家相关规定，暂按自有资金30%、短贷资金70%、短贷利率4.35%考虑。③折旧按20年考虑，残值率5%，直线折旧法。④基准收益率8%。⑤增值税按现行财税制度规定的17%计算，所得税按25%、城市维护建设税按7%、教育附加费按5%计算。⑥计算运行成本CO时，以固定资产为计算基数取材料费1%，其他费用取2.5%。⑦计算故障成本CF时，以固定资产为计算基数取修理费1.5%。⑧计算线损成本时，配电网线损率按5.5%计算。⑨计算缺电成本时，考虑该增量配电网供电率目标值达到99.999%。

根据核定的输配电价，该区域增量配电网输配电价为0.03元/(kW·h)。经测算，该增量配电网10 kV用户配电价格需要在核定价格的基础上加价，以满足增量配电网准许成本加合理收益的要求。10 kV用户配电价格：不考虑电力通道投资为0.133 0元/(kW·h)(居民用户分摊加价)、0.181 4元/(kW·h)(居民用户不分摊加价)；考虑综合管廊分摊费为0.189 5元/(kW·h)(居民用户分摊加价)、0.264 5元/(kW·h)(居民用户不分摊加价)。

3.4 增量配电价格敏感性分析

根据上文对影响增量配电价格主要技术因素的分析，通过滚动规划、预留电网裕度等方法可尽可能消除负荷预测偏差的影响，配电自动化投资成本较小，影响有限。为分析用电量预测、网架结构等因素对增量配电网价格影响的敏感性，在上述方案上进行了进一步研究。

(1)用电量敏感性分析。电网建设完成后，如用户用电量与预测值存在偏差，则会影响到增量配电网配电价格。分别测算用户用电量0.8和1.2倍时的配电价格，预测结果见表2。从表2可知，用户用电量对增量配电网用户配电价格影响较大。因此，用电量预测时采用多种预测方式相互印证，可提高预测的准确性，对降低增量配电网投资风险尤为重要。

表2 增量配电网10 kV用户配电价格 元/(kW·h)

(2)网架结构。考虑降低电网建设标准，10 kV电网采用单环网接线形式，开关站负荷按8 MW控制，最终建设10 kV开关站48座，10 kV线路长度57 km。经测算，10 kV配电网投资将减少0.97亿元，总投资约11.25亿元。此情景下测算的配电价格：不考虑电力通道投资为0.120 4元/(kW·h)(居民用户分摊加价)、0.162 9元/(kW·h)(居民用户不分摊加价)；考虑综合管廊分摊费为0.176 9元/(kW·h)(居民用户分摊加价)、0.246 0元/(kW·h)(居民用户不分摊加价)。从结果可以看出，网架结构对增量配电网配电价格有显著影响。在进行增量配电网规划时，应平衡配电网供电可靠性和经济性，满足增量配电网合理收益的需求。

4 结 语

本文提出的基于全寿命周期成本的配电价测算方法，能真实反映增量配电项目全寿命周期的成本，依据准许成本加合理收益的原则测算出增量配电价格。负荷预测精度会影响增量配电网建设规划，实际工程中，可通过控制初期建设规模，预留发展裕度，滚动调整建设计划等方法将风险控制到最小。用电量预测、配电网网架结构等因素会对配电价格产生显著的影响，配电自动化因占总投资比例较小，对配电价格影响不大。为降低投资风险，应精细化增量配电网试点区域的用电量预测，因地制宜地选择合适的网架结构和配电自动化配置方案。

对建设标准较高的区域在开展增量配电业务时，需单独核定其配电价格，以保证其合理收益，激发社会资本的参与热情。随着电力体制改革的不断深化，可进一步深入研究增量配电业务对区域售电业务的影响。