劉曉蝶

（成都理工大學， 四川 成都 610059）

0 引言

新時代的電力工程事業(yè)依舊保持著迅猛的發(fā)展勢頭，這主要得益于社會建設發(fā)展對于電力能源的需求量逐漸增大，國家和地方政府也為電力配網工程建設出臺了多項惠利政策。電力企業(yè)在進行投資效益評價時，必須要從多個維度進行全面分析，才能確保電網項目在低成本投入下得到較高的收益。因此，對電網企業(yè)的投資效益評價進行多維分析是十分有必要的。

1 電網項目投資效益多維評價體系的建立

1.1 建立原則

1.1.1 客觀性原則

G 省輸變電工程覆蓋電壓等級多、工程投資大、影響因素多，建成后，對地方經濟乃至國家能源戰(zhàn)略有著重大意義。因此，整體評價結果應當保持相應的客觀性、公開性的原則。在項目投資效益評價指標體系的構架過程當中，構建的評價體系既要涉及到有代表性的輸變電工程的每一個建設階段，使各階段管控效果都能得到較為客觀且公正的評價，能夠真實反映G 省輸變電工程管理過程中出現(xiàn)的問題，同時，又要注重工程建設的動態(tài)性，進行動態(tài)評價[1]。

1.1.2 規(guī)范性與可持續(xù)性原則

規(guī)范及可持續(xù)操作原則要求所建立的項目投資效益評價指標體系既要與目前國家的相關政策相對接，又要保證為未來G 省輸變電工程擴建優(yōu)化以及相應政策的變化保留一定的指標變動空間。由于針對項目的投資效益評價是一個持續(xù)性工作，在這個過程中，首先要考慮到未來可能的發(fā)展趨勢，所構建的指標體系能夠在一個較長的時間內保持縱向的可比性，達到評價—不斷完善—再評價—繼續(xù)完善的不斷循環(huán)的工作模式。同時，也需要根據(jù)未來電力行業(yè)可能發(fā)展的情況及其所涉及的產業(yè)的變化，保證所建立的項目投資效益評價指標體系橫向對比的可持續(xù)性。

1.1.3 實用性原則

由于G 省輸變電工程項目投資效益評價指標體系中包含不同環(huán)節(jié)的管理，需要綜合分析不同階段的管理工作才能夠得到所需要收集到的投資效益評價指標數(shù)據(jù)。因此，要在進行投資效益評價指標制定過程中考慮G 省輸變電工程管理的具體方案[2]。這就要求所構建的指標應當堅持實用性原則，使用較少且明確的指標來表示出G 省輸變電工程管理的核心內容，便于該項目投資效益評價指標體系的推廣應用。

在指標選取中，要遵守國家相關標準，尊重相關領域已有研究成果，并且在電網投資過程中從屬性、地域維度等方面進行劃分。在現(xiàn)有條件下，指標值獲取相對容易，指標能反映事物的主要特征。

1.2 建立過程

基于G 省省情、網情，對“十四五”期的電網投資項目屬性進行標簽區(qū)分（落實重大政策、滿足負荷增長的需求、補齊電網發(fā)展短板以及支撐新能源電力消納、外送），并在地域維度（城區(qū)、郊區(qū)、園區(qū)和農村）上也進行區(qū)分。注重“雙碳”目標，電網工程投資建設需要著重考慮對生態(tài)環(huán)境的影響，尤其是要落實國家電網公司“碳達峰、碳中和”行動方案任務舉措。以負荷增長為投資導向，促進地區(qū)的負荷側電氣化發(fā)展與用能設備的升級，促進地區(qū)經濟社會發(fā)展。契合優(yōu)化電力營商環(huán)境“深化創(chuàng)新年”活動，從電網工程投資源頭注重社會效益，提升人民群眾的日常用電幸福感。

構建多維度的輸變電工程投資效益評價指標體系，主要有設備利用效率、電網發(fā)展效益和經濟效益等方面，并對上述指標進行進一步的細化研究。設備利用效率維度評價細分為220 kV 及以上線路年等效平均負載率、220 kV 及以上主變年等效平均負載率、110 kV 及以下線路年等效平均負載率和110 kV 及以下主變年等效平均負載率各項指標[3]。電網發(fā)展效益維度評價細分為電網結構、容載比、單位電網投資增供負荷和單位電網投資增供售電量各項指標。具體的電網項目投資效益評價指標體系框架如圖1 所示。

圖1 項目投資效益評價指標體系

2 案例分析

文章選取G 省某電力公司2021—2022 年投資計劃項目投產輸變電工程項目，共有49 個輸變電項目已投產，占比為63.97%。其中：7 個330 kV 項目、30 個110 kV 項目和12 個35 kV 項目。

2.1 設備利用效率維度評價

2.1.1 220 kV 及以上電網設備利用效率維度

1）線路年等效平均負載率。2022 年，G 省整體330 kV 線路等效平均負載率為29.02%，較2021 年（25.57%）增長了3.45 個百分點。2021—2022 年，投資計劃項目共計投產19 條330 kV 線路，其中，5 條線路暫無相關運行數(shù)據(jù)，因此，本次僅對已投產且運行數(shù)據(jù)完整的14 條線路進行評價。已投產線路2022年等效平均負載率為8.38%，其中，等效平均負載率低于10%的線路有9 條，占比達到64.29%。

2）主變年平均負載率。2022 年，G 省整體330 kV主變等效平均負載率為21.5%，相較2021 年的22.1%，下降了0.6 個百分點。截至2022 年12 月底，共有5 臺330 kV 主變投產，投產主變均無等效平均負載率低于10%的問題，整體運行效率良好。投產主變等效平均負載率為16.21%。

2.1.2 110 kV 及以下電網設備利用效率維度

1）線路年等效平均負載率。截至評價2022 年12月底，G 省2021—2022 年投資計劃項目共計投產110 kV 線路45 條，35 kV 線路24 條。其中，37 條線路（35 kV 線路11 條、110 kV 線路26 條）暫無相關運行數(shù)據(jù)，故本次僅對已投產且運行數(shù)據(jù)完整的32 條線路進行評價。已投產線路2022 年等效平均負載率為7.75%，其中，等效平均負載率低于10%的線路有20條，占比為62.5%。

2）主變年平均負載率。截至評價時點，共有49 臺110 kV 及以下主變投產，其中，有8 臺主變暫無相關運行數(shù)據(jù)，故本次僅對已投產且運行數(shù)據(jù)完整的41臺主變進行評價。已投產主變等效平均負載率為12.68%，存在16 臺主變等效平均負載率低于10%。

2.2 電網發(fā)展維度評價

2.2.1 220 kV 及以上電網結構

截至2022 年底，G 省電網擁有750 kV 變電站11座，變電容量4 170 萬kVA，750 kV 線路50 條，省內長度為6 659.61 km。330 kV 變電站75 座，主變168臺，變電容量4 650 萬kVA，330 kV 線路299 條，省內長度為12 746 km。2022 年底，750 kV、330 kV 線路平均單回線路長度分別為133.19 km/ 回、42.6 km/ 回。同比2021 年分別縮短2.41 km/回、0.08 km/回。該指標反映兩個變電站之間的平均距離，從2017—2022年的指標變化趨勢來看，750 kV 平均單回線路長度在129～137 km/回區(qū)間，330 kV 平均單回線路長度在40～43 km/回區(qū)間，評估期內330 kV、750 kV 指標基本持平，總體呈下降趨勢，反映出G 省電網網架密集度逐步增大，網架進一步加強，供電可靠性增強。

2.2.2 110 kV 及以下電網結構

2.2.2.1 配電網網架結構

110 kV 網架結構：截至2022 年底，全省有110 kV線路1 016 條。其中，鏈式結構線路435 條（三鏈結構線路36 條、雙鏈結構線路100 條和單鏈結構線路299 條），環(huán)網結構線路229 條（雙環(huán)網線路25 條、單環(huán)網線路204 條），輻射結構線路352 條（雙輻射線路321 條、單輻射線路31 條）。

市轄供電區(qū)110 kV 線路283 條。其中，鏈式結構線路140 條（三鏈結構線路33 條、雙鏈結構線路35條和單鏈結構線路72 條），環(huán)網結構線路57 條（雙環(huán)網線路7 條、單環(huán)網線路50 條），輻射結構線路86 條（雙輻射線路76 條、單輻射線路10 條）。

縣級供電區(qū)110 kV 線路733 條。其中，鏈式結構線路295 條（三鏈結構線路3 條、雙鏈結構線路65 條和單鏈結構線路227 條），環(huán)網結構線路172 條（雙環(huán)網線路18 條、單環(huán)網線路154 條），輻射結構線路266 條（雙輻射線路245 條、單輻射線路21 條）。

2.2.2.2 110 kV 線路“N-1”通過率

截至2022 年底，G 省電網110 kV 線路1 016 條。其中，995 條滿足“N-1”要求，“N-1”通過率為97.93%；市轄供電區(qū)110 kV 線路283 條，其中，283條滿足“N-1”要求，“N-1”通過率為100%?？h域供電區(qū)110 kV 線路733 條，其中，712 條滿足“N-1”要求，“N-1”通過率為97.13%。

2.2.2.3 35 kV 線路“N-1”通過率

G 省電網35 kV 線路1 197 條，其中，813 條滿足“N-1”要求，“N-1”通過率為97.92%。市轄供電區(qū)35 kV 線路58 條，其中，54 條滿足“N-1”要求，“N-1”通過率為93.1%?？h域供電區(qū)35 kV 線路1 139 條，其中，759 條滿足“N-1”要求，“N-1”通過率為66.63%。

2.2.2.4 10 kV 線路“N-1”通過率

G 省電網10 kV 線路5 242 條，其中，2 147 條滿足“N-1”要求，占比為40.96%。市轄供電區(qū)10 kV 線路1 212 條，其中，721 條滿足“N-1”要求，占比為59.48%?？h域供電區(qū)10 kV 線路4 030 條，其中，1 426 條滿足“N-1”要求，占比為35.38%。

2.2.3 容載比

2022 年，全省各電壓等級容載比分別為750 kV（2.1）、330 kV（2.78）、110 kV（2.2）和35 kV（2.2）?？傮w來看，2022 年G 省電網各電壓等級供電能力較為充裕，各級電網變電容量與對應的負荷供電需求相適應。但局部地區(qū)存在容載比過高現(xiàn)象，故后續(xù)需要考慮同一地區(qū)及相鄰地區(qū)輕載與重載主變進行調換，提高設備利用效率。

2022 年，G 省公司110 kV 最大下網負荷為791.935 萬kW（最大負荷時刻為2022 年11 月30日）。G 省有110 kV 公網變電站363 座，主變684 臺，主變容量為2 876.7 萬kVA。G 省電網110 kV 變電容量為28 767 MVA，110 kV 網供負荷為13 050 MW，容載比為2.2。

綜合考慮110 kV 變電站的運行情況及負荷發(fā)展情況，一方面，對于負荷發(fā)展速度快，容載比較低地區(qū)的地區(qū)，通過新增布點滿足負荷發(fā)展。另一方面，對于變電容載比偏高的地區(qū)，一是建議在解決110 kV 主變重載問題時，統(tǒng)籌考慮同一地區(qū)及相鄰地區(qū)輕載與重載主變進行調換來提高設備利用效率，進一步控制區(qū)域內容載比趨于導則推薦范圍。二是對于區(qū)域內解決單主變變電站的項目，優(yōu)先考慮公司前期退運的31.5 MVA 的主變。

G 省35 kV 容載比整體較高，主要原因有兩個方面：一是G 省地廣人稀的特點，導致縣域供電區(qū)負荷分布分散，部分供電區(qū)域10 kV 延伸至負荷區(qū)時，存在供電半徑超出導則推薦值且存在低電壓問題。早期G 省縣域供電區(qū)域建設的部分35 kV 變電站主要作用為改善網架結構，然而負荷基數(shù)小，變電站負載率偏低，導致其35 kV 容載比偏大。二是受冬季采暖負荷、農灌負荷和烤椒等負荷特性影響，大量35 kV 季節(jié)性負荷最大下網負荷出現(xiàn)時刻均在6—7 月份，其余時間變電站負載率較低，導致全省35 kV 容載比整體偏大。

2.2.4 單位電網投資增供負荷

2021—2022 年，計劃投資1 478 017.01 萬元，實際增供負荷312.4 萬kW，單位電網投資增供負荷為3.01 kW/萬元，較2021 年指標大幅增加。

2.2.5 單位電網投資增售電量

2021—2022 年，計劃投資753 283.09 萬元，實際增售電量108.80 億kW·h（含外送），單位電網投資增售電量為1.44 萬kW·h/萬元，較2021 年的1.25 萬kW·h/萬元稍有增加。

由表1、圖2 可知，G 省全社會用電量由2018 年的1 289.52 億kW·h 增長至2022 年的2 314.66 億kW·h，全社會用電量年均增長率為15.75%。2018 年，全社會最大負荷為1 862.5 萬kW，2022 年，全社會最大負荷為2 154.7 萬kW，年均增長率為3.71%。統(tǒng)調最大負荷由2018 年1 512.7 萬kW 增長至2022 年的2 043.6 萬kW，年均增長率為7.81%[4]。G 省公司售電量由2018 年的1 197.9 億kW·h 增長至2022 年的1131.59 億kW·h，年均增長率為-1.41%，雖然G省公司售電量逐年增加，但其年均增長率卻呈現(xiàn)出下降的趨勢。2022 年最大負荷利用小時數(shù)在10 742.38 h 左右。

表1 2018—2022 年G 省及各地市電力供需情況表

圖2 用電—售電量情況

用電量與售電量情況均呈上升趨勢，但從總體情況上看，全社會用電量比公司售電量要高，其中，2021年，全社會用電量為2 132.9 億kW·h，比公司售電量1 086.99 億kW·h 要高1 045.92 億kW·h。2022 年，全社會用電量為2 154.7 億kW·h，比公司售電量1 131.59 億kW·h 要高1 023.11 億kW·h。

2.3 經濟效益維度評價

本次經濟效益評價范圍為2021—2022 年投資計劃截至評價時點（2022 年12 月底）已投產的輸變電項目。經濟效益評價主要采用項目投資內部收益率指標評定。根據(jù)電力規(guī)劃設計總院輸變電工程經濟評價軟件計算結果，G 省公司2021—2022 年項目總投資內部收益率高于4.10%（國家電網財〔2014〕1008 號文件關于項目內部收益率要求），占比為28.6%。

但整體來看，G 省公司項目投資收益率偏低，主要原因：一是省內經濟發(fā)展相對滯后，人均GDP、城鎮(zhèn)居民可支配收入和農村居民可支配收入常年排名靠后。脫貧攻堅前，部分縣為國家貧困縣，且大部分地區(qū)均為農耕區(qū)，但人口居住分散，負荷密度低。脫貧攻堅后，低壓農配網投入需求高卻很難產生效益[5]。二是省內用電市場以原材料、粗加工和重化工為主，G 省公司售電量以大工業(yè)為主（約70%），而且大工業(yè)用電量中以電解鋁、鐵合金、電石和碳化硅四大高耗能電量為主（約50%），應對市場行情變化能力弱、對電價的敏感度高。同時，省內缺乏坑口燃煤電廠，電源上網電價較周邊省份偏高，工農業(yè)交叉補貼嚴重，省內工商業(yè)用電價格高于周邊省份，省內電量單位購銷收益不斷下降。三是G 省電網地處西北功率交換樞紐，特高壓、電鐵供電、新能源送出以及750/330 kV 主網架等電網建設改造任務重。低壓電網在2014 年縣公司上劃前建設水平低，地埋線、裸導線和房線等矛盾突出，達不到G 省公司生產管理要求。上劃后，改造投入需求大。同時，G 省地形狹長的特點決定了G 省公司電網以長距離輸送為主，電網線路長、覆蓋范圍廣，運維所需人工、運輸?shù)瘸杀径计摺?/p>

提升措施：一是大力開展提質增效工作，聚焦提升發(fā)展質量與效率效益，建立G 省公司“質、效”指標體系。完善考核激勵機制，提高效益類指標考核比重，引導各單位多增效、創(chuàng)效，力爭降低虧損規(guī)模。二是全力以赴做好第三監(jiān)管周期輸配電價核價工作，咬定“準許收入最大化、輸配電價穩(wěn)中有升”核心目標，抓住投資、資產、成本、收益率和電量增速等核心關鍵，細化措施、強化協(xié)同，加強舉證溝通和匯報協(xié)調，全力以赴爭取合理核定準許收入和輸配電價水平，為G省公司后續(xù)年度減虧奠定基礎。三是優(yōu)化成本管控方式，提高成本投入效能。建立經營成效與成本投入掛鉤機制，安排提質增效補充成本費用。合理控制專項成本規(guī)模，將專項成本投入與專業(yè)指標提升掛鉤，確保G 省公司整體業(yè)績指標穩(wěn)定。堅持投入問效、花錢創(chuàng)效，強化成效后評估，將專項成本實施成效作為未來成本安排的重要依據(jù)。

3 結語

文章從設備利用效率、電網發(fā)展效益以及經濟效益三個維度進行電網投資項目多維評價體系的建立，并對G 省進行投資效益評價分析。后續(xù)可運用變異系數(shù)法對電網相關數(shù)據(jù)進行處理，得出客觀權重，運用負面清單對不能賦權的指標進行處理，以此得到一個比較完整的電網投資效益評價體系。