徐伟玮

(上海勘测设计研究院有限公司，上海 200335)

输变电是整个电力系统中的一个极为重要的环节，有效承接了发电端到供配端的电力传输，对保障用电安全与供电平稳有着非常重要的意义。输变电项目具有投资成本高、投资回收期较长等特点，项目的建设不仅需要论证技术方案的可行性，也需要评价其经济可行性。

目前输电项目评价没有统一的标准和模式，国内外学者在对输电项目进行评价时的关注角度和评价方法也有所不同[1-3]。在电网经济评价方面，原国家电力公司在早期制定了《输电项目经济评价暂行方法》，但是其应用的方法是以电价加价为核心，在实际操作时无法实现对每一个工程申请加价，从而导致计算结果无法体现项目真实的经济效益[4]。

为解决采用独立评价法时收入难以合理分摊的问题[5-6]，本次以案例研究为出发点，从系统整体的增效角度考虑，通过分析输变电项目的建设带来的系统收入增量和系统费用增量，探讨“系统增量评价法”在输变电项目经济评价中的应用。

1 系统增量评价法

增量评价法以增量的财务效益及增量费用进行现金流量分析，计算项目的经济效益。增量评价法较多用于改扩建项目的经济评价的问题研讨及应用中[7-8]，通过对比输变电项目在整体电力系统中的地位，其项目特点与改扩建项目有相似之处[9-10]，输变电项目电力系统中的有机组成部分，同时项目的建成可以有效衔接和平衡电力的供求关系，进一步扩大电力供给，但其作用的有效发挥需要利用电力系统中的发电端、配电端等环节的资源，并且原电力系统的运营与输变电项目也是同时进行的，因此，从项目特点的角度分析，从整体系统角度出发，增量评价法也较适用于输变电项目的经济评价。

增量评价法与独立评价法在经济评价报表的构建思路上基本相似[11]，主要区别在于财务效益与费用的识别上，针对增量评价法，需识别有无项目的投入以及产出，包括产品产量及售价、建设费用、运维费用、评价范围内受影响的其他环节产生的费用或效益等，获得项目的增量财务效益及增量费用。另外，增量评价法往往将拟评价项目置于与其相关的系统中进行评价，合理界定评价范围对于财务效益和费用的识别的工作量和准确性有着重要的影响，通常以能够说明项目为企业或系统带来的效益和费用为准，取量小范围，在保障评价效果的前提下，减少数据采集和工作量[12]。

2 系统增量评价法在输电项目经济评价中的应用

基于系统增量效益的经济评价，需要对“有项目”和“无项目”情况下的收入和费用分别进行分析，从而得到增量指标。输变电项目作为电力系统的中间环节，其落地建成后的实际效益与区域的电力需求、电力系统的前端、中端、末端的各环节的配套产能息息相关，在进行增量效益和增量费用的识别时，需要结合区域的需求和整体的电力规划情况，分别分析电力系统的发电端、输电端和配电端各个环节在 “有项目”时相较于“无项目”时的收入增量和费用增量，进而预测本项目的增量税后净现金流，评价本项目的经济可行性。

2.1 某输电项目概况

某海外电力公司主要服务某区域的电力输配供给，目前该区域电力装机容量为40 MW，但远不能满足当地电力需求，根据当地规划，结合未来电力需求增量的预期，近期装机增量将增长至80 MW，并每年呈现2.5%的增长，为保障电力的输配供给，公司拟新增一个输变电项目，预计投资为140 mUSD。

2.2 项目建设前后电力生产输配能力分析

本项目的建设期为2年，根据项目寿命情况，预计运营期为40年。根据项目的建设背景，在“无项目”情况下，虽然用户需求增加，但受限于输配容量，无法实现更多的电力外送，地区发电装机容量(IGCp)仅保持现状水平，即40 MW，在“有项目”情况下，根据区域未来电力需求供给平衡分析，结合当地近期规划，输变电项目建成后两年内发电装机增量即可增长至80 MW，且每年保持2.5%的增长率，经技术规划论证，本项目建成后，同步配置配电容量，输配容量基本可以满足规划区域未来电力上网及终端用电需求。根据电力装机容量配备情况，考虑负荷系数、传输配送等系列损失，按照下述函数，可得到“有项目”、“无项目”情况下的发电量Qp、输电量Qt和供电量Qs。

Qp=IGCp·h·kp

(1)

Qt=Qp·kt

(2)

Qs=Qt·ks

(3)

式(1)～(3)中：h为发电站有效利用小时数，kp为负荷系数，kt为输电效率，ks为配电效率。经分析，当前负荷系数(kp)为58%，输电损失为12%，即输电效率(kt)为88%的，配电损失为18%，即配电效率(ks)为82%；经技术方案论证，项目建成后，输电损失可降低至7%，负荷系数和配电损失保持不变。

根据建设前后的电力输配情况的分析，相应可获得项目建成后的发电增量(ΔQp)、输电增量(ΔQt)及供电增强(ΔQs)，项目建设前后电力生产输配增量如图1所示。根据项目建设前后电力系统的生产、输送、配送能力的变化，可以进一步分析项目建成后的收入增量，以及为实现收入增益，系统内各环节协同配置运行而产生的费用增量。

图1 项目建设前后电力生产输配增量

2.3 增量收入

项目收益指标测算主要基于项目现金流量，本次研究以年度为维度进行分析，需要计算年度的增量收入。对于该电力公司而言，主要的收入来源即电力销售收入，输变电项目的建设目的亦为进一步提高输配能力，满足更多的电力需求，从而获得收入的增加，因此，从系统整体出发，本项目建成后带来的增量收入为电力销售收入的增加额，即：

ΔIi=ΔQsi·Psi

(4)

ΔQsi=h·kp·kt·ks·ΔIGCpi

(5)

式(4)～(5)中：ΔQsi为第i年的供电增量，Psi为第i年的售电单价。

实际分析中需根据当地电力市场规律、供求关系和通货膨胀趋势，预测年度的供电单价，此次研究主要针对系统增量评价法的应用性讨论，将供电单价进行简化处理，仅参考当地历史电力销售情况，不考虑通货膨胀等因素，预测年度维持在0.25 USD/(kW·h)(为保持一致，成本端亦不考虑通货膨胀等因素)，可以预测出项目建成后的增量收入由最初的31.14 mUSD逐年增长至预期末的131.09 mUSD，见表1。

表1 增量收入测算

2.4 增量费用

项目的增量费用需全面考虑电力系统发电端、输电端、配电端的所有环节，年度费用增量可用下式表示：

ΔCi=ΔCpi+ΔCti+ΔCsi+ΔTi

(6)

式(6)中：ΔCi增量费用，ΔCpi为发电侧购电增量费用，ΔCti为输电侧增量费用，ΔCsi为配电测增量费用，ΔTi为增量税费。

项目建成后用户对电量的需求增加，发电侧购电费用则会相应增加，可用式(7)表示：

ΔCPi=∑ΔQpniΔPni

(7)

式(7)中：n表示不同种类的电能，ΔQpni为第i年各类型的发电增量，Pni为第i年各类型发电量对应的电力收购单价。可根据当地的能源结构规划以及各类电力的收购价格，得出加权收购单价Pai，乘以整体发电增量得到发电侧购电费用增量，即：

ΔCPi=ΔQpiΔPai

(8)

ΔQpi=ΔIGCpi·h·kp

(9)

输电侧增量费用包含建设费用支出增量和运营期的费用支出增量，建设期费用增量(ΔCtci)即为本项目的建设投资，根据建设进度分年度投资，运营期费用增量(ΔCtoi)主要为运维费用，通常预测阶段以投资为基础按一定比例取费。输电侧第i年的增量费用(ΔCti)计算可以式(10)表示：

ΔCti=ΔCtci+ΔCtoi

(10)

ΔCtoi=a1·∑ΔCtci

(11)

式中：a1为输变电系统运维费率。

为使电力资源输送至终端用户最终获取收益，则配合发电装机容量的增长和本项目的建设，配电端也需同步增加配送量能，因此需按照配电容量的增加量预估配电端每年的新增建设费用ΔCsci，同时需新增配电端运维费用ΔCsoi，运维费用以新增投资为基础按一定比例取费，第i年的配电端费用增量可用式(12)表示：

ΔCsi=ΔCsci+ΔCsoi

(12)

ΔCsci=b1·ΔIGCsi=b1·h·kp·kt·ks·ΔIGCpi

(13)

ΔCsoi=b2·∑ΔCsci=b2·b1·h·kp·kt·ks·

∑ΔIGCpi

(14)

式(13)～(14)中：b1为配电系统单位装机投资指标，b2为配电系统运维费率；ΔIGCsi为第i年新增配电容量，可由发电容量增量(ΔIGCpi)计算得出。

整合分析当地的电力能源结构、未来能源规划、电力收购价格的历史走势，分析得出本项目的电力加权收购单价为0.09 USD/(kW·h)，相应可获得项目建成后发电端的增量成本。

本项目建设期为2年，建设进度假设为50%：50%，即建设费用增量每年70 mUSD；综合分析该公司已有输变电项目运维管理费用支出水平，项目运维费用按累计新增投资1%计取，可得到本项目建成后传输端费用增量。

综合分析该公司已有配电项目建设、运维管理费用支出水平以及当期价格水平，配电系统单位装机投资取2.5 mUSD/MW；运维费用按累计新增投资3%计取，可得到本项目建成后传输端费用增量。

根据对区域输电体系各环节的增量费用分析，综合考虑增量收入情况可计算出增量税费，最终得到本项目每年的增量费用测算见表2。

表2 增量费用测算 mUSD

2.5 增量净现金流

根据增量收入和增量费用，可以计算得出本项目的增量现金流如图2所示，根据增量现金流可计算出项目的增量内部收益率△IRR为8.57%，静态投资回收期为16.03 a；以当地输变电项目行业基准收益率8%作为折现率，计算得出财务净现值为15.28 mUSD。项目的增量内部收益率大于行业基准收益率，财务净现值>0，项目经济上具有可行性。

图2 增量净现金流

2.6 关键影响因素分析

从系统增量法的评价过程来看，核心是要准确预估因项目建成带来的增量收入和增量成本， 根据上述对整体系统的收入增量和成本增量分析，年度增量收入(ΔIi)和年度增量成本(ΔCi)的计算函数可归纳整合如下：

ΔIi=h·kp·kt·ks·ΔIGCpi·Psi

(15)

ΔCi=h·kp·ΔIGCpi·Pai+ΔCtci+a1·∑·Ctci+b1h·kp·kt·ks·(ΔIGCpi+b2·∑ΔIGCpi)+ΔTi

(16)

综合分析上述函数中的各项参数变量，发电站有效利用小时数(h)，负荷系数(kp)，输电效率(kt)，配电效率(ks)，输变电系统运维费率(a1)，配电系统单位装机投资指标(b1)，配电系统运维费率(b2)，输变电项目建设费用增量(ΔCtci)几项参数可通过分析系统历史工况、公司建设运营水平和价格水平等因素，结合技术论证，可以得到较为合理的取值。电力装机容量(ΔIGCpi)、加权电力收购价格(Pai)、售电单价(Psi)，这几项参数与当地电力结构、电力市场规律、供求关系和通货膨胀趋势息息相关，往往是多项因素的相互影响，不确定性较高，本次案例研究分别对这三个变量的变动对增量内部收益率的影响进行了分析，影响因素分析如图3所示。其中，电力装机增量(ΔIGCpi)主要基于对“有项目”情况下的电力装机的准确预测，因此在分析此项变动时，采用有项目情况下的电力装机容量(IGCpi有项目)作为变量。根据影响因素分析图，增量内部收益率对“有项目”情况下的电力装机容量最为敏感。电力装机容量与区域的需求密切相关，同时，需求在一定情况下也会影响电力价格，因此，采用增量法对这类项目进行经济性分析时，重要的前提是进行区域的供求关系分析，合理预测服务区域的电力装配容量变化趋势。

图3 影响因素分析图

3 结语

系统增量评价法考虑了新增输变电项目对整个电力系统的影响，可以结合市场的需求情况，分析输变电项目建设对发电端、输电端和配电端各个环节的影响，从而获得项目建成后的增量效益和增量费用，可以有效规避独立评价法需涉及的各阶段收益无法合理分摊的问题，但需加强区域的供求关系分析，合理预测服务区域的电力装配能力，以及电力收购、销售价格趋势变化，以更精准的预测项目的增量效益，为项目投资决策提供有力的数据支持。