方案经济效益分析

1、8、方案经济性比较方案效益比较主要从两个方面进行，一个是从投资者的角度出发，比较两个方案的经济效益，例如投资经济效益或成本费用大小，二是从社会的角度出发，比较两个方案的社会效益，例如土地资源占用、节能减排方面的效果。8.1、经济效益对于投资方（即深圳供电局）来说，投资的经济效益主要来自售电收益，但是，对于同一个供电区域，用电负荷需求不会因为供电方案不同而有变化，因此，两个方案方案在收益方面基本是相同的，所以，只能从投资成本或费用方面来比较，哪个方案总的成本费用较小，即为更优方案。因设备寿命周期较长，在比较经济性时，一切费用都应考虑时间因素，因此需要采用动态分析的方法，将不同时期发生的费用折算为

2、现值，又考虑到不同供电设施的寿命年限不同，为了可比性，需将费用现值折算为使用年限内的年费用，来对不同的方案进行经济性比较。本报告即采用 “年费用法”对方案进行经济性比较。8.1.1成本费用模型建立通过对区域电网改造分析，本区域电网改造成本主要集中在三个方面，一是建设投资成本、二是运维成本、三是电量损耗成本，另外，方案一（220/20kV）因涉及到对现有设备改造，导致的设备提前退运发生的闲置折旧成本。因此，费用模型可用如下公式表示：式中： 总的费用年值；建设投资成本年值；运维成本年值；电量损耗成本年值；闲置折旧成本年值；下面将对这几个方面的成本进行分别分析计算。8.1.2、建设投资成本根据前文论

3、述，两种方案建设规模详见表1-表4。表1 方案一的高压部分建设规模表序号项目名称建设规模建设年份类型容量/长度1220kV清水河二输变电工程变电站GIS2×752015双解口鹏清甲乙线架空2×0.52015扩建3、4号主变GIS2×75远景2220kV梨园输变电工程变电站GIS2×752016新建至清水河站2回电缆2×1.62016新建至上步站1回电缆1×2.02016扩建3、4号主变GIS2×75远景3220kV笋岗输变电工程变电站GIS4×752018双解口清水河=梨园电缆2×0.52018新建至上步

4、-梨园电缆1×2.020184220kV清水河站改造工程2020变电站2×752020表2 方案二的高压部分建设规模表序号项目名称建设规模建设年份类型容量/长度1220kV梨园站输变电工程变电站GIS3×1802015双解口鹏清甲乙线架空2×0.52015扩建4号主变GIS1×180远景2110kV新增1站输变电工程变电站GIS3×632016双解口清水河=八卦岭线电缆4×0.620163110kV新增2站输变电工程变电站GIS3×632018单解口110kV清岭线电缆2×0.52018新建至清水河站1回

5、电缆1×320184110kV新增3站输变电工程变电站GIS3×632020单解口110kV清水河-梨园电缆2×1.52020新建至梨园1回电缆1×1.52020表2 方案一的中压压部分建设规模表序号建设规模建设年份电缆长度（km）环网柜（台）14122015261820163444820204140180远景合计194258表4 方案二的中压压部分建设规模表序号建设规模建设年份电缆长度（km）环网柜（台）1261620152662016344.54220204169.5148远景合计246212为了便于比较，设备综合造价指标参数假设如下：表5 变电站综

6、合造价指标表变电站容量（MVA)综合造价（万元/座）占地面积（m2）电压序列3*180180008000220/110/10kV4*75160005000220/20kV3*6365004000110/103*5055004000110/10表6 线路综合造价指标表线路型号综合造价（万元/km）走廊宽度（m）电压序列架空 630mm230040220kV电缆 1200mm212003110kV电缆 3*300mm21401.520kV电缆 3*300mm21201.510kV表7 配电单元综合造价指标表设备名称型号综合造价（万元/台）电压序列环网柜三单元2220kV环网柜三单元1810kV根据

7、以上规模及造价指标，汇总出方案投资估算对比详见表8：表8 投资估算汇总表 单位：万元方案费用名称2015年2016年2018年2020年远景年合计方案一（220/20kV）建设投资（万元）109351633519513167263080794316方案二（220/110/10kV）建设投资（万元）2100488319762148682188176346从上表可知，对于本项目而言，方案一建设投资比方案二更大，主要原因在于：本区域属于成熟区域电网改造，原本就有已建成的传统电压序列变电站和线路，采用方案二的话，可以直接利用，需要新建规模相对较小，而如果采用220/20kV供电方案，则基本都要逐步推倒

8、重建，新建或改造变电站及电缆线路相对较多，导致建设投资更高。8.1.3 运行维护费用运维费用每年都会发生，根据设备规模计算，不仅要考虑新建设备，还要考虑存量设备运维费用。根据中国南方电网企业标准电力设备预防性试验规程及深供电生2007160号关于颁布深圳供电局技改检修项目施工（试验）计价标准（试行）的通知、20kV及以下配电网工程建设预算编制与计算标准、电网检修工程预算编制与计算标准（试行），设备运维费率参数假设如下表：表9 电气设备维护率设备名称变电站送电线路配电线路和设备维护率0.0520.030.04根据建设投资及维护率，估算出年运行维护成本如下表：表10 方案年运行维护成本对比表方案费

9、用名称2015年2016年-2017年2018年-2019年2020年-远景年远景年后方案一（220/20kV）运维成本（万元）12632572364545295625方案二（220/110/10kV）运维成本（万元）150726483663491662023、电量损耗费用根据前文计算结果，方案一、方案二的年损耗电量统计如下表。表11 电量损耗统计表方案项目名称2015年2016年-2017年2018年-2019年2020年-远景年远景年后方案一（220/20kV）年损耗电量（MWh）6163750893171038111316方案二（220/110/10kV）年损耗电量（MWh）815095

10、02110831340414479根据深圳局20102012年平均购电价数据统计，深圳地区平均购电价格为651.13元/MWh。则电能损耗费用计算结果如下表： 表12 电能损耗费用计算表方案费用名称2015年2016年-2017年2018年-2019年2020年-远景年远景年后方案一（220/20kV）电能损耗费（万元/年）401489607676737方案二（220/110/10kV）电能损耗费（万元/年）5316197228739438.1.4 设备闲置折旧成本电网设备折旧成本，在这里主要考虑采用方案一时，对现有尚未达到寿命期限的设备提前退运时，造成的资产闲置折旧成本。根据负荷增长情况，采

11、用方案一的话，需提前退运的设备统计如下表：表13 提前退运设备统计表方案变电站电缆线路规模退运年份投运年份规模退运年份投运年份方案一1*180MVA20201999101km2015-20202000-20053*50MVA20182005方案二无无假设变电站设备寿命期限为30年，电缆线路设备寿命期限为25年，则提前退运设备闲置折旧成本计算如下：表14 提前退运设备闲置折旧费用表方案规模资产原值闲置年限寿命年限平均闲置比例闲置成本方案一1*180MVA600093030%18003*50MVA6000163053%3200101km电5252方案二无00012 / 1

12、2文档可自由编辑打印根据以上各种成本计算出的结果，汇总如下表：表15 方案一（220/20kV）各年费用成本统计表成本类型201520162017201820192020202120222023202420252026202720282029一.建设投资1093516335195131672630807二.运维成本1263 2572 2572 3645 3645 4529 4529 4529 4529 4529 5625 5625 5625 5625 5625 三.能耗成本401489489607607676676676676676737737737737737四.折旧成本1050105010

13、50425010502850成本合计13649 20446 4111 28015 5302 24781 5205 5205 5205 5205 37169 6362 6362 6362 6362 基准折现率i=7%10.9350.8730.8160.7630.7130.6660.6230.5820.5440.5080.4750.4440.4150.388成本现值13649 19117 3589 22860 4045 17668 3466 3242 3029 2831 18882 3022 2825 2640 2468 成本类型2030203120322033203420352036203720

14、38203920402041204220432044一.建设投资二.运维成本5625 5625 5625 5625 5625 5625 5625 5625 5625 5625 5625 5625 5625 5625 5625 三.能耗成本737737737737737737737737737737737737737737737四.折旧成本成本合计6362 6362 6362 6362 6362 6362 6362 6362 6362 6362 6362 6362 6362 6362 6362 基准折现率i=7%0.3620.3390.3170.2960.2770.2580.2420.2260.

15、2110.1970.1840.1720.1610.150.141成本现值2303 2157 2017 1883 1762 1641 1539 1438 1342 1253 1171 1094 1024 954 897 表16 方案二（220/110/10kV）各年费用成本统计表成本类型201520162017201820192020202120222023202420252026202720282029一.建设投资21004883197621486821881二.运维成本1507 2648 2648 3663 3663 4916 4916 4916 4916 4916 6202 6202 62

16、02 6202 6202 三.能耗成本531619619722722873873873873873943943943943943四.折旧成本成本合计23042 12098 3267 14147 4385 20657 5789 5789 5789 5789 29026 7145 7145 7145 7145 基准折现率i=7%10.9350.8730.8160.7630.7130.6660.6230.5820.5440.5080.4750.4440.4150.388成本现值23042 11311 2852 11544 3346 14728 3855 3606 3369 3149 14745 33

17、94 3172 2965 2772 成本类型203020312032203320342035203620372038203920402041204220432044一.建设投资二.运维成本6202 6202 6202 6202 6202 6202 6202 6202 6202 6202 6202 6202 6202 6202 6202 三.能耗成本943943943943943943943943943943943943943943943四.折旧成本成本合计7145 7145 7145 7145 7145 7145 7145 7145 7145 7145 7145 7145 7145 7145

18、7145 基准折现率i=7%0.3620.3390.3170.2960.2770.2580.2420.2260.2110.1970.1840.1720.1610.150.141成本现值2586 2422 2265 2115 1979 1843 1729 1615 1507 1407 1315 1229 1150 1072 1007 8.1.5 费用年值计算为方便年费用计算，假设如下参数： 序号参数数值1折现率7%2设备寿命年限30年则方案一费用现值：=145808（万元）方案二费用现值：=133091（万元）进而计算出方案一费用年值：方案二费用年值： 从上面的计算结果可知，方案一费用年值高于方

19、案二，也即说明，针对本区域电网改造，采用220/20kV供电方式经济性比采用传统方案要差，因此，建议本区域改造依然维持传统电压序列（220/110/10kV供电方式。8.1.6 不同负荷密度下两种方案年费用理论比较为了分析该区域负荷密度与供电方案年费用变化关系，现从理论上特别分析，假设该区域现状电网规模为0，根据区域面积4.9km2，在不同的负荷密度下，规模配置如下表：表18 不同负荷密度规模对比表负荷密度变电站（座）线路（km）配电单元（台）方案一220/20kV方案二220/110/10kV方案一220/20kV方案二220/110/10kV方案一220/20kV方案二220/110/10

20、kV20MW/km2112+422+84428440MW/km221+14+846+1688416860MW/km222+24+12412+25212625280MW/km233+26+16814+336168336100MW/km244+28+21016+420210420说明：2+1,表示2座110/10kV变电站，1座220/110/10kV变电站，以此类推；2+42，表示2km高压线路，42km中压线路，以此类推。其他假设参数同前文，根据以上规模，计算出本区域不同负荷密度下，费用年值如下表：表19 不同负荷密度费用年值对比表 单位：万元负荷密度方案一220/20kV方案二220/110

21、/10kV费用年值差额20MW/km231612482679 40MW/km263236889-567 60MW/km2709812507-5409 80MW/km21029214990-4697 100MW/km21345417472-4018 以上数据通过坐标图显示如下：通过对上表进行分析，可以得出如下结论：(1)各方案费用年值都随供电区域负荷密度的增加而增大，这是因为负荷密度增大，意味着变电站供电半径缩短，供电线路越来越密集，投资需求上升。(2)负荷密度较小时，方案一(220/20kV)费用年值较方案二（220/110/10kV)大，随着负荷密度的增大，方案一与方案二的费用年值差距逐渐减

22、小，直至接近40WM/km2时，发生转折，随着负荷密度进步一增大，两个方案的费用年值差距也越来越明显。这很好的说明了，在负荷密度越高的区域，220/20kV供电方式的经济性比220/110/10kV方式越有优势。8.2 社会效益比较社会效益主要有两个方面，即占用土地资源及节能减排方面。8.2.1占用土地资源分析比较占用土地主要有两个方面，即变电站用地及线路走廊用地，根据统计，深圳目前常见的220kV户内变电站（3台主变，GIS出线）和110kV户内变电站（3主变，GIS出线）的占地面积分别在8000m2和4000m2左右，另外假设220/20kV 4台75MVA主变的户内变电站占地面积为5000m2左右。据此，根据方案最终规模（含已建成变电站及线路）估算得出的两种方案的占地面积如表3所示。表20 两种方案占用土地面积比较 单位：m2方案一方案二变电站占地面积2000026500高压线路走廊占地面积2160025700中压线路走廊占地面积7760098400占地面积合计119200150600由表20可知，方案一由于采用220kV直降20kV配电电压的供电模式，使高压变电站总数量减少，线路走廊也相应减少，导致总用地需求面积较方案二减少31400m2，很大程度上缓解了城市土地资源稀缺的矛盾，地释放了土地价值。为了体现方案节省土地创造的经济效益，这里采用单位土地面积产生GDP来量化计