特高壓電網(wǎng)社會效益分析及評價方法

田書欣 ，程浩忠，常 浩 ，戚慶茹，柳 璐 ，洪紹云

（1.上海交通大學(xué) 電氣工程系 電力傳輸與功率變換控制教育部重點實驗室，上海 200240；2.國網(wǎng)北京經(jīng)濟技術(shù)研究院，北京 100052）

0 引言

預(yù)計到2020年，我國將建成由1000 kV交流、±1100 kV與±800 kV直流構(gòu)成的特高壓電網(wǎng)。特高壓電網(wǎng)具有建設(shè)規(guī)模大、投資高、社會影響大、不確定性因素多等特點。其構(gòu)建增強了電網(wǎng)在大范圍優(yōu)化資源配置的能力，一方面促進大煤電、大水電、大核電、大型可再生能源基地的集約化開發(fā)，可以滿足電網(wǎng)快速增長的電力需求；另一方面，隨著特高壓主網(wǎng)架建設(shè)，電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)規(guī)模不斷擴大，擴大了水電、風(fēng)電、太陽能等清潔能源消納能力，推動能源供應(yīng)結(jié)構(gòu)清潔化、優(yōu)質(zhì)化。因而特高壓電網(wǎng)的效益不僅在于售電帶來的經(jīng)濟效益，還在于帶來了巨大的潛在社會效益，需要進行全面、準(zhǔn)確的估量。文獻[1-2]基于技術(shù)經(jīng)濟評價理論，從財務(wù)分析的角度對特高壓交流試驗示范工程的經(jīng)濟性進行了實證評估，但未從國民經(jīng)濟角度全面分析特高壓電網(wǎng)所帶來的各項社會效益。文獻[3-4]雖然對特高壓項目的社會經(jīng)濟效益進行了初步的探討，并對特高壓的綜合效益組成進行歸納，但是沒有針對特高壓電網(wǎng)的高額投資成本展開深入的分析。因而本文基于全壽命周期成本LCC（Life Cycle Cost）對特高壓電網(wǎng)的投資成本進行詳細的費用分解，并提出從國民經(jīng)濟角度全面分析特高壓電網(wǎng)所帶來的各項社會效益的評價方法，是對現(xiàn)有經(jīng)濟性分析方法的有效補充和完善。

基于此，本文首先結(jié)合LCC方法，從時間維度、元件維度和費用維度計算特高壓電網(wǎng)的成本；然后基于邊際理論引入反映資源真實經(jīng)濟價值的電力影子價格[5]，重點從節(jié)約裝機效益、節(jié)約燃煤效益、降低網(wǎng)損效益、降低短路電流效益、可持續(xù)發(fā)展效益、優(yōu)化社會資源配置效益等角度研究了特高壓電網(wǎng)社會效益的組成要素及其估算方法，分析了除售電收益外特高壓電網(wǎng)所帶來的巨大的社會效益。最后，以某特高壓同步大電網(wǎng)規(guī)劃方案為算例，驗證了上述研究工作的有效性。

1 特高壓電網(wǎng)成本分析

針對特高壓電網(wǎng)存在的高額投資成本問題，本文采用LCC分析的方法，對構(gòu)建特高壓電網(wǎng)的各項成本組成進行分析，旨在社會效益評價中充分考慮特高壓電網(wǎng)高額投資成本對評價結(jié)果的影響。

基于特高壓電網(wǎng)整體建立一個由時間維度、元件維度和費用維度組成的三維LCC模型。針對費用維度，又進一步分解為設(shè)備級費用、系統(tǒng)級費用和外部環(huán)境成本。同時研究了斷供成本的計算，用電量不足期望值（EENS）將可靠性與成本相關(guān)聯(lián)。在文獻[6]所提出的費用分解方法基礎(chǔ)上，分析了特高壓電網(wǎng)中LCC模型應(yīng)用的特性，其具體計算公式如下：

其中，CLCC為考慮LCC方式中特高壓電網(wǎng)投資成本值；C′dl，i為 LCC 設(shè)備級成本折算值；C′sl為 LCC 系統(tǒng)級成本折算值；C′exter為外部環(huán)境成本折算值；N和M分別為元件數(shù)和時間階段數(shù)。

2 影子價格計算理論

2.1 影子電價

電力影子價格是指能夠保證電力資源的最優(yōu)利用，反映電力真實價值的價格。本文在各電網(wǎng)的電源擴展優(yōu)化及日常運行優(yōu)化的基礎(chǔ)上采用邊際理論來測定與效益相關(guān)的各元素的電力影子價格，即為滿足新增單位千瓦的用電需求，整個社會所花費的全部費用。

2.1.1 上網(wǎng)影子電價

通過對電力產(chǎn)品成本進行分解，基于邊際理論測算真實反映煤電上網(wǎng)價值的上網(wǎng)影子電價[7]。根據(jù)上網(wǎng)影子電價的相關(guān)理論可知：

其中，（KFi-Smi）a+Smiis為某區(qū)域因發(fā)電量不足而新建發(fā)電廠i的固定資產(chǎn)投資的年回收值，（KFi-Smi）a=（KFi-Smi）·（A ／P，is，n），其中（A ／P，is，n）為資金回收系數(shù)，表達了已知現(xiàn)值P和n個等年值A(chǔ)之間的等效關(guān)系，即（A／P，is，n）= （1+is）n／[（1+is）n-1]；is為社會折現(xiàn)率；Ai為某區(qū)域新建發(fā)電廠i的年上網(wǎng)供電量；As為全網(wǎng)最大年上網(wǎng)新增供電量約束；KFi為折算至生產(chǎn)期初某區(qū)域發(fā)電廠i的新增裝機機組的固定資產(chǎn)投資終值；Smi為某區(qū)域發(fā)電廠i的新增裝機機組在生產(chǎn)期末可回收的固定資產(chǎn)余值；Ci為某區(qū)域發(fā)電廠i的年運行費，可以由固定資產(chǎn)投資KFi乘以年運行費率u估算求得，即Ci=KFiu；viis為發(fā)電廠i流動資金年占用費，流動資金vi是周轉(zhuǎn)資金，可以按2個月所需的運行費用進行估算；T為年折算費用。

引入總發(fā)電量約束因子λ1，并假定λ1≥0，從而形成拉格朗日函數(shù)[8]為：

將拉格朗日函數(shù)對各發(fā)電廠的年上網(wǎng)供電量Ai求偏導(dǎo)，有：

其中，ΔT為特高壓項目的年折算費用；ΔA為年平均增加的上網(wǎng)供電量；ΔE為年平均增加的發(fā)電量；a%為廠用電率。

λ1即發(fā)電廠的上網(wǎng)影子電價pc，它表示一個發(fā)電廠正常經(jīng)營期間，年平均增加的上網(wǎng)供電量所造成的地區(qū)發(fā)電廠年折算費用的變化。

2.1.2 受端影子電價

在Pareto有效配置模型和邊際理論的基礎(chǔ)上，對受端影子電價進行分析。Pareto有效配置即能滿足任何重新配置都不能在不使任何其他人境況變壞的前提下，使某（些）人的境況變得更好的經(jīng)濟資源和產(chǎn)出的配置[9]。影子價格是采用Pareto有效配置時，商品或服務(wù)的邊際增量引起的社會效用或社會福利的增量。

目前，我國受端電價主要是通過由政府對局部壟斷的電網(wǎng)企業(yè)銷售電價實行適當(dāng)?shù)膬r格管制的方式來定價的，其具體定價方法可參見圖1。在價格管制之前，電網(wǎng)企業(yè)面對需求曲線DM，相應(yīng)價格為PA。若政府限價PB，則廠商面對的需求曲線由DM變?yōu)镵BE，邊際收益曲線由MR變?yōu)镵BFG，迫使廠商按邊際成本曲線MC與需求曲線的交點B進行生產(chǎn)，產(chǎn)量由QA提高到QB?？梢?，只要管制價格PB選擇適當(dāng)，就可在B點實現(xiàn)Pareto有效配置，此時的管制價格PB即受端影子電價ps。另外，鑒于近幾年我國受端電價的變化趨勢以及各地區(qū)的峰谷電價，應(yīng)綜合考慮受端影子電價ps相對于平均受端電價p的上升程度 Δp[9]，即：

圖1 價格管制條件下Pareto有效配置受端影子電價Fig.1 Receiving-end shadow price based on Pareto effective arrangement under price regulation

2.2 SO2排放影子價格

煤電行業(yè)排放的SO2會對空氣產(chǎn)生較大的污染。特高壓輸電可使我國燃煤電廠更多地建在環(huán)境承載力較強的西部地區(qū)。通過控制中東部地區(qū)新增煤電規(guī)模，加快推進西部地區(qū)煤電基地集約化開發(fā)，改造關(guān)停小機組并加裝脫硫設(shè)施和污水處理設(shè)施，中東部地區(qū)的SO2排放總量可逐步降低，西部地區(qū)的SO2也不會增加，從而可利用東西部地區(qū)經(jīng)濟差異，減少電力行業(yè)的環(huán)保經(jīng)濟損失，并將其折算為SO2排放影子價格[10-11]。

假設(shè)某一地區(qū)的煤電基地i的年發(fā)電量為Aei，其SO2年排放量為Wi，單位發(fā)電量SO2排放量為 ri，單位發(fā)電量排放SO2造成的環(huán)境經(jīng)濟損失為pi，則可構(gòu)造最小環(huán)境經(jīng)濟損失目標(biāo)函數(shù)及約束條件：

其中，pi／ri為單位SO2排放量造成的環(huán)境經(jīng)濟損失；Ws為該地區(qū)所容許的SO2排放總量。

對該地區(qū)煤電基地發(fā)電最小環(huán)境經(jīng)濟損失的目標(biāo)函數(shù)和約束條件引入拉格朗日方程：

該方程的一階條件為：

則可得：

其中，拉格朗日乘子λ2就是單位SO2排放影子價格，它代表的是該地區(qū)的SO2排放總量在最優(yōu)利用條件下對單位排放量的估價。

2.3 土地影子價格

土地影子價格應(yīng)根據(jù)所占用地的地理位置、項目情況以及取得的不同方式，分別估算其影子價格，具體公式如下：

其中，Nr為不小于劣等土地的每畝凈收益；R為每畝土地凈收益增長百分率；Cr為征收每畝土地的實際成本；K為項目的經(jīng)濟壽命；is為社會折現(xiàn)率。在本文中，鑒于我國已經(jīng)有較為完備的土地交易市場機制，因而可以結(jié)合式（13）按財務(wù)價格估算土地影子價格[10]。

2.4 勞動力影子工資

勞動力影子工資是指建設(shè)項目使用勞動力資源而使社會付出的代價。特高壓電網(wǎng)建設(shè)中的勞動力影子工資應(yīng)按下式計算：

其中，plb為勞動力影子工資；w為勞動力財務(wù)工資；ksl為影子工資換算系數(shù)。技術(shù)勞動力的工資報酬一般可由市場供求決定，即勞動力影子工資plb可按財務(wù)實際支付工資計算[12]。

2.5 運輸影子成本

發(fā)展特高壓輸電可以大量節(jié)約煤炭等資源輸送環(huán)節(jié)，因而可以節(jié)省交通運輸成本。具體的計算公式如式（15）所示。

其中，Ct為交通運輸影子成本；Cin為交通運輸原始成本；kt為影子換算系數(shù)。

不同交通運輸方式的影子換算系數(shù)選取為[13-14]：鐵路1.84，公路1.26，沿海貨運1.73，內(nèi)河貨運2.00。

3 社會效益分析

本文從利益群體的角度考慮，立足于節(jié)約裝機效益、節(jié)約燃煤效益、降低網(wǎng)損效益、降低短路電流效益、可持續(xù)發(fā)展效益、優(yōu)化社會資源配置效益6個方面分析特高壓電網(wǎng)構(gòu)建所帶來的社會效益，并且基于影子價格理論，具體給出各個部分效益的估算方法。

3.1 節(jié)約裝機效益

由于各區(qū)域電網(wǎng)負荷特性不同，最大負荷出現(xiàn)的時間不同，因此聯(lián)網(wǎng)后電網(wǎng)間有明顯的錯峰，主要體現(xiàn)在月錯峰和日錯峰。擴大聯(lián)網(wǎng)規(guī)模，可降低備用容量規(guī)模，獲得節(jié)約裝機效益[15]。節(jié)約裝機效益可按下式進行估算：

其中，EPN為節(jié)約裝機效益；SN為減少裝機容量；CN為新建機組單位成本。

3.2 節(jié)約燃煤效益

節(jié)約燃煤效益可分為2類：一類為將減少棄風(fēng)量和棄水量折算為節(jié)約燃煤效益；另一類為我國煤炭資源豐富地區(qū)的大煤電基地集約化開發(fā)所帶來的降低燃煤成本。與各負荷中心直接發(fā)電相比，在煤電基地發(fā)電的燃煤成本會大幅降低，因而可將其降低量折算為節(jié)約燃煤效益。具體計算如下：

節(jié)約棄風(fēng)效益EPWG為：

節(jié)約棄水效益EPHG為：

其中，Swi為特高壓減少的棄風(fēng)發(fā)電量；Shi為特高壓減少的棄水發(fā)電量；pc為煤電上網(wǎng)影子電價；pts為平均輸電影子電價，可由受端影子電價與上網(wǎng)影子電價之差求得。

由大煤電基地集約化開發(fā)產(chǎn)生的降低燃煤成本EPJ為：

其中，TJ為煤電基地送中東部所需標(biāo)煤；pEC為中東部煤價；pEN為煤電基地煤價。

則節(jié)約燃煤效益可表示為：

3.3 節(jié)約網(wǎng)損效益

對特高壓電網(wǎng)而言，降低網(wǎng)損主要是通過提高電網(wǎng)的運行電壓水平來獲得降低網(wǎng)損的效益。本文的節(jié)約網(wǎng)損效益具體計算公式如下：

其中，H1為常規(guī)電網(wǎng)輸送每度電的平均損耗電量；H2為特高壓電網(wǎng)輸送每度電的平均損耗電量；S為現(xiàn)特高壓電網(wǎng)輸電規(guī)模；ps為受端影子電價[16]。

3.4 降低短路電流效益

由于500 kV高壓電網(wǎng)存在因電力密度過大引起的短路電流過大、輸電能力過低和安全穩(wěn)定性差等系統(tǒng)安全問題，則在2020年若不建設(shè)特高壓網(wǎng)架，電網(wǎng)中將有大量變電站需更換開關(guān)等變電設(shè)備且500 kV電網(wǎng)短路電流水平可達到70 kA以上。建成特高壓網(wǎng)架后，可有效限制500 kV電網(wǎng)短路電流水平的增長，避免因短路電流超標(biāo)大量更換電氣設(shè)備，大幅減少電網(wǎng)改造費用。

經(jīng)初步估算，需更換開關(guān)等電氣設(shè)備占所在變電站投資的10%～15%[4]，從而得出特高壓電網(wǎng)降低高壓電網(wǎng)短路電流所帶來的效益EPT。

3.5 可持續(xù)發(fā)展效益

3.5.1 土地效益

發(fā)展特高壓輸電可以大量節(jié)約能源輸送環(huán)節(jié)的占地。根據(jù)我國地域分布特點，可以在西部建設(shè)大規(guī)模的煤電基地，節(jié)約東部比較稀缺的土地資源。東中部與西部的土地地價差值體現(xiàn)了節(jié)約東中部地區(qū)土地的社會效益，因此土地效益EPes可以由下式進行估算：

其中，SG為新增燃煤電廠占地面積；ST為受端特高壓變電站／換流站占地面積；pese為東中部土地影子價格；pesw為西部土地影子價格；EPese為東中部土地價值；EPesw為西部土地價值。

3.5.2 環(huán)保效益

我國電力一次能源以煤炭為主，燃煤電廠是排放SO2、NOx、煙塵的重要部門。SO2排放是造成酸雨問題嚴(yán)重的主要原因。NOx、煙塵是城市PM2.5的重要來源之一。通過建設(shè)特高壓網(wǎng)架，將西南水電和西北煤電大規(guī)模向東中部負荷中心輸送，相應(yīng)減少東中部煤電建設(shè)，有利于改善受電地區(qū)的環(huán)境，幫助解決城市PM2.5和霾等問題；同時，煤電基地也可以通過消化大量洗中煤，有效地治理煤炭產(chǎn)區(qū)的環(huán)境污染，從而得到環(huán)保效益EPe。由于SO2排放對大氣環(huán)境危害最大，是導(dǎo)致環(huán)境損失的主要原因，因此本文環(huán)保效益是基于SO2排放影子價格進行估算的，具體計算公式如下：

其中，pege為東中部地區(qū)單位電量SO2排放影子價格；pegw為西部地區(qū)單位電量SO2排放影子價格；Swe為西部地區(qū)向東中部負荷地區(qū)的輸電量；Ms為單位電量所要產(chǎn)生的SO2的排放量。

3.6 優(yōu)化社會資源配置效益

3.6.1 就業(yè)效益

特高壓輸電對就業(yè)水平的影響途徑和因素可分為直接影響和間接影響兩大類。直接影響指特高壓輸電投資直接引起就業(yè)的增減[17]；間接影響表現(xiàn)為特高壓輸電投資對影響就業(yè)的因素發(fā)生作用，進而引起就業(yè)機會的增加。

《實用心電學(xué)雜志》是由江蘇大學(xué)主辦，中國醫(yī)師協(xié)會、中國心電學(xué)會等單位協(xié)辦的心電學(xué)專業(yè)期刊。雙月刊，大16開，雙月28日出版，每期10元，2019年全年60元。2013—2018年過刊任選兩年現(xiàn)僅需100元，快遞包郵。

就業(yè)效益的量化計算主要分為投資年份的特高壓投資拉動的就業(yè)效益（按正比處理）、建成之后運營過程中帶來特高壓線路上就業(yè)崗位增加帶來的就業(yè)效益、特高壓項目建成后對GDP的貢獻以及GDP按正比拉動帶來的就業(yè)效益，這三部分效益之和即為總的效益，評估方式為拉動的就業(yè)人數(shù)與就業(yè)的勞動力影子工資的乘積[18]。

其中，It為特高壓經(jīng)濟項目的總體投資金額；NG為中國年度總投資拉動的就業(yè)人數(shù)；IG為中國年度總投資；plb為勞動力影子工資；Nev為特高壓線路運營維護維修調(diào)度管理需要的工作人員數(shù)量；MGDP為中國的年度GDP；Nem為MGDP對應(yīng)的國內(nèi)總的就業(yè)人數(shù)；ΔSi為特高壓所帶來第i年電量的增長量或減少缺電量；Mep為每度電帶來的GDP量；Yinv為純投資年份；Yope為運行年份。

3.6.2 交通運輸效益

從能源基地將電力通過特高壓線路“北電南送，西電東送”工程的建立極大地緩減了將大量西北的煤炭等能源輸送到東、南地區(qū)所帶來的交通運輸壓力。本文主要考慮輸電代替輸煤所帶來的緩解交通壓力的效益，可由式（25）計算得到：

其中，Swe為西部地區(qū)向東中部負荷地區(qū)輸送的發(fā)電量；r為火電輸電量占總電量的比例；Mc為單位發(fā)電量煤炭的平均耗量；Ct為每噸煤平均的運輸影子成本；pte為單位輸電量的輸電成本。

3.6.3 其他社會資源配置效益

特高壓電網(wǎng)建設(shè)對我國經(jīng)濟社會資源及相關(guān)多領(lǐng)域產(chǎn)業(yè)發(fā)展的影響是復(fù)雜且巨大的[19]。除了上述的主要社會資源配置效益外，也產(chǎn)生了其他一些難以準(zhǔn)確估量的積極拉動作用[20]，如促進技術(shù)升級創(chuàng)新、保障電力市場等。

4 社會效益評價方法

4.1 社會效益評價指標(biāo)

a.經(jīng)濟凈現(xiàn)值（ENPV）。

其中，B為社會效益流量；C為基于LCC的經(jīng)濟費用流量；（B-C）t為第t期的投入產(chǎn)出凈效益流量；is為社會折現(xiàn)率；nc為項目計算期。

b.經(jīng)濟內(nèi)部收益率（EIRR）。

c.經(jīng)濟效益費用比（RBC）。

其中，Bt為第t期的社會效益流量；Ct為第t期的基于LCC的投入費用；is為社會折現(xiàn)率。

4.2 評價指標(biāo)靈敏度分析

通過分析不確定性因素（偏差或誤差）發(fā)生增減變化時對社會效益評價指標(biāo)的影響，計算靈敏度系數(shù)，找到較敏感的因素。通常只進行單因素靈敏度分析[12]。其中靈敏度系數(shù)SAF計算如下：

其中，SAF評價指標(biāo)A對于不確定因素F的靈敏度系數(shù)；ΔF／F為不確定因素F的變化率；ΔA／A為不確定因素F變化時，評價指標(biāo)A的相應(yīng)變化率。SAF＞0，表示評價指標(biāo)與不確定因素同方向變化；SAF＜0，表示評價指標(biāo)與不確定因素反方向變化。 較大表示靈敏度系數(shù)高。

5 特高壓電網(wǎng)算例分析

以2020年某特高壓同步大電網(wǎng)規(guī)劃方案為算例，設(shè)定2011—2020年特高壓電網(wǎng)建設(shè)項目按照規(guī)劃時序依次開工投產(chǎn)，工程壽命周期為25 a。應(yīng)用本文所提的評價方法，分析2011—2045年研究時限內(nèi)此特高壓電網(wǎng)規(guī)劃方案的社會效益。

5.1 LCC 成本計算

5.1.1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

LCC計算中涉及到的參數(shù)主要可以分為造價參數(shù)、外部環(huán)境成本參數(shù)、可靠性參數(shù)、運行維護及其他參數(shù)4類，參數(shù)選取情況分別如下。

輸變電工程造價參數(shù)主要可以分為各電壓等級不同型號導(dǎo)線輸電工程造價和各電壓等級不同類型變電工程造價兩部分；外部環(huán)境成本參數(shù)包括特高壓線路和電站的電磁輻射、噪聲、廢氣排放等所帶來的影響，由于在本文中所采用的輸變電工程造價參數(shù)已經(jīng)考慮了環(huán)境補償?shù)木C合造價，因此單獨的外部環(huán)境成本可視為0；鑒于特高壓網(wǎng)架尚未建成，可靠性歷史數(shù)據(jù)缺乏，本文選取已成功投運的特高壓交流試驗示范工程的強迫停運率統(tǒng)計數(shù)據(jù)，將此特高壓電網(wǎng)的1000 kV特高壓電網(wǎng)線路綜合故障跳閘率取為有用壽命期內(nèi)的 0.104 次／（100 km·a）；運行維護及其他參數(shù)包括綜合運行費率近似取年設(shè)備投資總額的1.67%，維護成本近似取年設(shè)備投資總額的1%，退役設(shè)備的處理費用近似取為設(shè)備價格的1%等。

5.1.2 計算結(jié)果

從投資成本、運行成本、維護成本、故障成本和廢棄成本方面著手，基于式（1）計算LCC的設(shè)備級成本、系統(tǒng)級成本和外部環(huán)境成本，結(jié)果如表1所示。

經(jīng)過折算，某特高壓同步大電網(wǎng)在2011—2045年整個全壽命周期內(nèi)的成本合計為16963.4億元。其中設(shè)備級成本為14 983.7億元，占合計成本的88.3%；系統(tǒng)級成本為 1979.3億元，占合計成本的11.7%。設(shè)備級成本仍然是LCC中最重要的部分，但系統(tǒng)級成本也不可忽略。

5.2 影子價格計算

5.2.1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

根據(jù)《火電工程限額設(shè)計參考造價指標(biāo)（2009年水平）》，新建2×600 MW超臨界燃煤機組（含脫硫）參考單位造價為3675元／kW?；趪W(wǎng)《特高壓電網(wǎng)經(jīng)濟性研究》中給出的某特高壓同步大電網(wǎng)2020年規(guī)劃方案，估算2015—2020年接入特高壓電網(wǎng)的新增裝機為5.8×108kW；接入某特高壓電網(wǎng)的新增裝機逐年投資，殘值率為4%，社會折現(xiàn)率為8%，年運行費率為1.4%[13]；估算接入某特高壓電網(wǎng)新增裝機的年平均發(fā)電量為1.721×1012kW·h，平均廠用電率為6%。2020年某特高壓電網(wǎng)的平均受端綜合電價估算為0.454 9元／（kW·h）；受端影子電價相對于平均受端電價的上升程度Δp取0.2元／（kW·h）。2020年通過某特高壓電網(wǎng)外送火電裝機容量減少 3.55×107kW·h，相應(yīng)產(chǎn)生 SO28.5×104t；電力行業(yè)SO2排放的經(jīng)濟損失可減少13億元／a。某特高壓電網(wǎng)的東部受端負荷地區(qū)工業(yè)地價980元／m2；西部送端電源地區(qū)工業(yè)地價577元／m2?？紤]煤炭運輸過程中主要依賴于鐵路，鐵路電煤運價可取100 元 ／t。

表1 某特高壓電網(wǎng)的LCC費用分解表Table 1 Decomposition of LCC for a UHV power grid 億元

5.2.2 計算結(jié)果

基于式（2）—（15），結(jié)合以上數(shù)據(jù)，可求得各項影子價格如表2所示。

表2 影子價格計算結(jié)果Table 2 Calculated shadow prices

5.3 社會效益組成估算

5.3.1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

基于電力需求預(yù)測，2020年實現(xiàn)大規(guī)模某特高壓交流同步聯(lián)網(wǎng)后，理論上可節(jié)約的裝機容量約為3.2×104MW，可減少棄風(fēng)電量約 3×1010kW·h，可減少棄水電量約3.2×1010kW·h。2020年經(jīng)某特高壓同步大電網(wǎng)，煤電基地南送中部、送東部分別需要標(biāo)煤1.4×108t、1.1×108t；煤電基地地區(qū)與中部、東部地區(qū)標(biāo)煤價差按照最小值365和376元／t標(biāo)煤取值。2020年建成某特高壓網(wǎng)架后，可按照交流功率線損率1.86%、直流功率線損率4%考慮；同時將取區(qū)域內(nèi)常規(guī)電網(wǎng)的年平均線損率的平均值來估算常規(guī)電網(wǎng)的交流線路線損率，經(jīng)分析可按1.94%考慮；根據(jù)某特高壓電網(wǎng)規(guī)劃數(shù)據(jù)，經(jīng)其輸送的電量為1.0335×1012kW·h，其中經(jīng)某特高壓交流電網(wǎng)輸送的電量為4.946×1011kW·h。估算某特高壓同步大電網(wǎng)新增500 kV變電站投資為1084億元。2020年東中部地區(qū)接受外來火電，可為東中部地區(qū)節(jié)省土地約6×107m2。2020年經(jīng)某特高壓電網(wǎng)輸送電量對應(yīng)產(chǎn)生SO25.5×105t?；趧趧恿τ白觾r格可估算2020年某特高壓項目的就業(yè)效益為2.3678億元／a。緩解交通運輸效益中單位輸電量成本為0.0473元／（kW·h）。

5.3.2 編制投入產(chǎn)出效益流量表

依據(jù)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，利用式（16）—（25）估算特高壓電網(wǎng)的各類社會效益，編制某特高壓電網(wǎng)的投入產(chǎn)出效益流量表，計算考慮LCC的社會效益評價指標(biāo)，并與傳統(tǒng)財務(wù)成本方式下的評價結(jié)果相比較，分別如表3和表4所示。表3為傳統(tǒng)的以建設(shè)投資、運行費用和線損費用為費用流出的投入產(chǎn)出效益流量表。表4為以基于式（1）的LCC成本與流動資金之和為費用流出的投入產(chǎn)出效益流量表。表3和表4中的效益流入都包括節(jié)約裝機效益、節(jié)約燃煤效益、節(jié)約網(wǎng)損效益、降低短路電流效益、可持續(xù)發(fā)展效益和優(yōu)化社會資源配置效益。其中，設(shè)定在某特高壓電網(wǎng)2011—2045年內(nèi)，節(jié)約裝機效益各年均相等，2020年后為0；節(jié)約棄水效益按照等額增長，2020年后逐年遞減；節(jié)約棄風(fēng)效益、節(jié)約燃煤效益、節(jié)約網(wǎng)損效益、環(huán)保效益和緩解交通運輸按照等額增長，2020年后保持不變；降低短路電流效益、土地效益和就業(yè)效益按照等額增長，2020年后為0。在此條件下，計算各年的效益流入。

表3 傳統(tǒng)成本下的投入產(chǎn)出效益流量表Table 3 Input-output benefit flow table by traditional financial cost method 億元

表4 考慮LCC的投入產(chǎn)出效益流量表Table 4 Input-output benefit flow table by LCC-based method 億元

5.3.3 社會效益評價指標(biāo)計算結(jié)果

結(jié)合投入產(chǎn)出效益流量表，基于式（26）—（28）計算社會效益評價指標(biāo)，計算結(jié)果參見表5。

表5 社會效益評價指標(biāo)計算結(jié)果（折算到2011年）Table 5 Calculated results of social benefit evaluation indices（converted to 2011）

由表5可知，某特高壓同步大電網(wǎng)規(guī)劃方案傳統(tǒng)方法下經(jīng)濟內(nèi)部收益率為19%，考慮LCC后為17%，均大于基準(zhǔn)折現(xiàn)率；傳統(tǒng)方法下經(jīng)濟凈現(xiàn)值為5012.6億元，考慮LCC后為4324.3億元，均大于0；傳統(tǒng)方法下經(jīng)濟效益費用比為1.71，考慮LCC后為1.44，均大于1。對比傳統(tǒng)方法下的評價指標(biāo)和考慮LCC后改進的評價指標(biāo)，表明無論是否考慮LCC影響，某特高壓電網(wǎng)資源配置的綜合經(jīng)濟效率均達到了可以被接受的水平。

5.4 評價指標(biāo)靈敏度分析

本文選擇成本與社會效益作為主要的不確定性因素，對社會效益評價指標(biāo)中的經(jīng)濟凈現(xiàn)值、經(jīng)濟內(nèi)部收益率和經(jīng)濟效益費用比進行靈敏度分析。

根據(jù)實際工程經(jīng)驗，通常的不確定因素變動范圍在[-10%，10%]之間，本文取2.5%為步長，給出了傳統(tǒng)方案與考慮LCC方案單因素變動下的經(jīng)濟凈現(xiàn)值曲線、經(jīng)濟內(nèi)部收益率曲線和經(jīng)濟效益費用比曲線，分別如圖2—4所示。

由式（29）分別計算傳統(tǒng)方案和LCC方案下成本因素、社會效益因素變動時的靈敏度系數(shù)，如表6所示。

圖2 單因素變動下的經(jīng)濟凈現(xiàn)值Fig.2 Curve of ENPV vs.single factor variation rate for two methods

圖3 單因素變動下的經(jīng)濟內(nèi)部收益率Fig.3 Curve of EIRR vs.single factor variation rate for two methods

從整體上看，經(jīng)濟凈現(xiàn)值、經(jīng)濟內(nèi)部收益率和經(jīng)濟效益費用比都與社會效益成正比，與總投資成反比。傳統(tǒng)投資方案的經(jīng)濟凈現(xiàn)值、經(jīng)濟內(nèi)部收益率和經(jīng)濟效益費用比都高于考慮LCC方案的相應(yīng)值，但其靈敏度均低于考慮LCC方案的靈敏度。

圖4 單因素變動下的經(jīng)濟效益費用比Fig.4 Curve of RBC vs.single factor variation rate for two methods

表6 靈敏度系數(shù)表Table 6 Sensitivity coefficient

6 結(jié)語

鑒于今后規(guī)劃構(gòu)建的特高壓交直流混合大電網(wǎng)形態(tài)復(fù)雜、投資巨大、影響因素眾多，傳統(tǒng)的經(jīng)濟性評價方法已不能滿足當(dāng)前需求。因此，本文引入LCC技術(shù)對特高壓電網(wǎng)的投資成本進行了費用分解，基于影子價格理論對特高壓電網(wǎng)為社會帶來的潛在效益進行明確的定義和分析；結(jié)合特高壓電網(wǎng)高電壓等級、高可靠性、多工程、多階段的特點，形成了適用于特高壓電網(wǎng)的社會效益評價方法，并以2020年某特高壓同步大電網(wǎng)規(guī)劃方案為算例實證分析了在傳統(tǒng)方式和考慮LCC方式下該方法的有效性和可行性：一方面將LCC技術(shù)擴展到以大系統(tǒng)的觀念考慮整個特高壓電網(wǎng)的相關(guān)指標(biāo)上；另一方面利用電力影子價格真實反映資源的經(jīng)濟價值，進而保證從電力資源的最優(yōu)利用的角度評價特高壓電網(wǎng)的社會效益。本文所提的方法為電網(wǎng)規(guī)劃方案的比選提供經(jīng)濟性優(yōu)劣的參考。