0 引言

纵观欧洲、美洲、非洲等大型电网的发展历程，各国为了满足电力输送需求，跨国互联电网的电压等级和规模均不断提升，这是世界电网发展不可逆转的趋势[1]。

关于跨国互联电网的方案构想，均已做过一定的研究。文献[2]-[6]从能源可开采量、政策、技术、经济方面，分析了亚欧洲际输电的可行性。文献[5]从电价竞争力、内部收益率等方面，研究了亚欧洲际输电方案的经济可行性。

俄罗斯远东地区存在巨大的水电、煤电开发潜力。蒙古地区的风、光等新能源亦存在开发潜力。参考东北亚地区各个国家或区域的电力发展规划，通过分析电能替代、发电装机增长及电力需求情况，提出了2030、2050两个水平年东北亚互联电网的电力流。文献[7]考虑各国开发线路走廊的潜力，结合交流、直流输电技术的输电能力及技术经济特性，提出了2030水平年东北亚互联电网的构建方案，分析了网架方案的安全稳定性，以及关键的技术问题，同时为尽可能减少占地、优化各国国内潮流分布，还提出了既有变电站合建的可能性。

构建跨国互联电网的目的，包括但不限于“点对点”传输电力、双向交换电力及共享备用容量。文献[8]提出了未来亚洲互联电网构建的三类模式：特高压交流同步电网、特高压直流输送和直流电网，三类模式及其组合均可用于不同规模的跨国互联电网。文献[7]提出的构建东北亚互联电网方案属于直流输电模式。

文献[9]-[11]提出了单位容量年费用法，研究了±500 kV、±660 kV、±800 kV、±1100 kV常规直流输电技术静态投资、运行维护费用及损耗费用，提出了经济输电适用范围，并针对部分因素的变化进行了敏感性分析。其中文献[11]提出的输电走廊土地贬值费用，可视为静态投资的一部分。

文献[7]中跨国互联电网案例成本评估问题复杂，需要考虑不同工程的静态投资、投产时序及接续性、运行维护费率，逐年上网电价、电力流、不同国家财税制度等因素在不同国家的差异。以费用现值表示方案总成本比费用年值简便。文献[5]仅将工程静态投资作为工程成本，未考虑运行维护费用、损耗费用等要素折算的现值。文献[9]-[11]没有考虑不同静态投资、运行维护费率、上网电价、年等效损耗小时数、年利率、生命周期在一个案例中同时存在的可能。

文献[12]描述了输电通道静态投资的分摊方法，未提及运行维护及损耗费用的分摊方法。

本文通过改进单位容量年费用法，考虑多种因素在不同国家的差异，并结合文献[8]案例，提出了费用现值计算方法及各类费用的分摊方法，同时针对某些因素的变化进行敏感性分析。

1 东北亚互联电网方案设想

东北亚互联电网方案是从俄罗斯远东及蒙古地区跨越中国、韩国、日本组成的一个大型互联电网，沿途地质条件复杂，通过选取不同的曲折系数，以确定输电距离。并考虑送电的单向性，该方案由常规直流输电工程组成。2030年联网方案如图1所示[7]。本文主要对2030年联网方案进行成本评估及分摊方式探究。

各直流输电工程的输电容量、电压等级、输电线路或电缆的参数及在各区域境内的长度如表1所示。为了充分发挥由换流阀通流能力确定的各电压等级直流输电技术的最大输电能力[10-12]，考虑未来方案规划、可研阶段电力流增大的可能性和工程扩建、技术改造的可实施性，所有工程中输电线路的截面积选定为我国近期投产的该电压等级输变电工程中容量最大的导线型号，电缆型号也按照该电压等级的最大输电能力、合理的电流密度选定，为了制造的方便适当调增至1000 mm2的整数倍数值。换流站的容量按实际安排的电力流确定。此时，工程扩建仅涉及换流站容量的增加，不涉及线路、电缆的增容改造或更换。

图1 东北亚互联电网2030年方案设想
Fig. 1 Scheme designed for the network of Northeast Asia in the Year 2030

表1 2030年东北亚互联电网方案中各直流工程参数
Table 1 Parameters for each DC projects within the scheme for the network of Northeast Asia in the year 2030

注：4号工程在朝鲜境内线路长度为500 km。

在终点所属区域长度/km 1蒙古 中国华北 ±660 4600 4×1250 400 800 2 俄罗斯远东 中国东北 ±800 9000 8×1250 200 900 3 俄罗斯远东 中国东北 ±800 6000 8×1250 300 900 4中国东北 韩国 ±660 5000 4×1250 300 200 5 俄罗斯远东 日本 ±800 5000 8×1250/2×4000 700 500 6中国华北 韩国 ±660 4000 5000 250 150 7中国华北 韩国 ±800 6000 2×4000 250 150 8韩国 日本 ±660 3000 4×1250/5000 200 500 9韩国 日本 ±660 4000 5000 200 300序号 起点区域 终点区域 电压等级/kV 输电容量/MW输电线路/电缆导线截面/mm2在起点所属区域长度/km

2 跨国互联电网经济性评价指标和模型

2.1 单位容量年费用法在测算跨国互联电网年费用及费用现值中的问题

结合设想方案的研究期限，跨国互联电网的成本测算需改进单位容量年费用法[9-11]。主要理由有：

（1）考虑不同国家或区域纬度、气候、地形、经济及技术发展水平等因素，静态投资、运行维护费率等参数存在差异。[5]的做法，以不同输电工程的本体投资的几何平均数体现纬度、气候、地形等因素对静态投资带来的影响。考虑到站址的不确定性，站址、线路的静态投资采用相同的调整系数调整。区分发达、欠发达国家或区域相比我国工程静态投资的调整系数。

（2）不同国家财税制度不同，在费用年值与现值的折算中，选用的基准利率不同。所以不同国家境内的各类费用年值、现值折算系数不同。此外，需要考虑关税因素。

（3）不同区域电源基地的能源种类及占比不同。考虑政治、技术等因素，不同类电源开发建设成本及每一类电源在不同区域的上网电价的逐年变化趋势不同，其发电量占比亦发生变化。新能源基地随着开发技术趋于成熟，上网电价逐渐降低。而煤电考虑污染环境、能源不可再生、被限制发展等，上网电价有所提升。煤电电量占比降低，因此加权平均上网电价的逐年变化趋势取决于各类电量占比及上网电价的逐年变化趋势。需要考虑逐年电力流的大小、流向、年等效损耗小时数、持续年限、加权平均上网电价变化的可能性，因此，损耗费用需要逐年计算。

（4）需要考虑工程的接续性。不同输变电工程投产时序不同，由于政策、运行维护等条件的差异，存在生命周期不同的可能，退出运行的时序亦有不同。此时存在就地按原工程规模重新建设和新建电压等级更高、输电能力更大的工程的可能性。考虑到技术的发展，重建工程的静态投资按一定比例降低。

2.2 跨国互联电网的费用现值计算方式

考虑关税因素、年利率差异，每一个电力流的大小、流向及年等效损耗小时数、持续年限，分段计算逐年损耗费用现值后求和。

考虑年利率差异，确定每个工程的接续情况，计算逐年的静态投资年费用后，折算至现值后求和。分段计算运行维护费用现值后求和。已建成工程的静态投资及运行维护年费用，在不考虑更换运营商的情况下，费用年值仅考虑给定水平年之后的部分。

跨国互联电网中，国家或区域间的通道增加，断面趋于复杂，需要考虑各类参数、线路走廊的差异，将两国或区域间输电通道之间的复杂电气联系、通道与通道之外非起讫国家或区域的电气联系，拆分为仅连接起讫国家或区域、与外部没有任何电气联系且之间没有电气联系的断面。并将拆分后的两国或区域间断面中多个通道等效为1回线路，以简化研究过程。等效线路各类现值为断面中各实际通道静态投资、运行维护费用现值、损耗费用现值的累加，方法如下：

（1）考虑工程的接续性，等效输变电工程静态投资费用现值，为原多个输电通道各区段的静态投资逐年年值分别折算后的现值之和。即：

其中，n为通道的个数，mi为第i个通道起讫及穿越的国家或区域数量。cij,k为第i个通道在第j个国家或区域的区段的第k年的静态投资年值。yij,k为根据第i个通道在第j个国家或区域区段的年利率确定的第k年的费用现值与年值的比值。

当前述拆分难以实现时，通道在起讫国或区域之外存在其他的电气联系，或存在去往其他非起讫国家或区域的支路。可将其考虑为某一个通道的支路，公式表现形式不变。

（2）等效输变电工程的运行维护费用现值测算公式为：

其中，xj为第j个国家或区域的运行维护费率，若某一通道某一区段需分为多个部分，可将cij,kxjyij,k拆分为多个部分进行求和。亦需要考虑（1）中的特殊性。

（3）考虑到2.1节中提及的第（3）条特殊性，确定逐年大小、加权平均上网电价、年等效损耗小时数。等效输变电工程的损耗费用现值为各电力流在各通道区段的损耗费用现值之和。

其中，f为电力流的股数，gi为某一股电力流跨越的国家或区域个数。为第i股电力流第k年在第j个国家或区域的通道区段的损耗功率、年等效损耗小时数、考虑关税后的上网电价[5]。

因此，每个等效输变电工程的总费用现值为：

其中，cM为其总费用现值。

这样，跨国互联电网中任何两国或区域之间的电气联系均可化为等效输变电工程。其费用现值之和即为跨国互联电网方案的总费用现值。

其中，分别为每两个国家或区域间电气联系等效输变电工程的费用现值。为方案的总费用现值。

[12]的思路，每一个双端或多端交、直流输变电工程中送端区域的输电线路、并联电抗、开关站、串补站及换流站、变电站等的静态投资、运行维护费用，按照各净受入区域净受入电量的比例分摊至各受端区域。各净受入区域境内建设的工程的两类费用，由该区域自行承担，涉及的运行维护费用亦然。每股电力流损耗费用由该电力流受端区域承担。

综合考虑方案拟定中应考虑的要素，自方案拟定至经济性评估的流程如图2所示。

图2 跨国互联电网构建方案的拟定及成本测算流程
Fig. 2 The flowchart of the designation and cost evaluation of transnational network

3 成本评估的输入条件

按照基准年为2030年。设研究期限、每个工程的生命周期均为30年，表1中的第1、第6、第8三个工程在2025年双极投产，其余工程2030年双极投产。认为所有工程存在接续性，即退出运行后有完全相同的工程建成并即刻投入运行。考虑到设备制造技术的发达化及跨国互联电网参与各国或区域的政策支持，后续投产的工程静态投资暂定为2025、2030年投产的相同工程的70%。

换流站、线路及电缆的静态投资参考中国国家电网有限公司近年主导或参与的正在开展或完成可研的国内或海外工程确定，考虑不同国家或区域的经济发展水平、纬度、气候、地形等因素适当修正[5]。参考近期各国的财税制度，选取其他输入参数如表2所示。

表2 各国测算成本的参数
Table 2 Parameters of Each Area for Cost Computation

蒙古 俄罗斯远东地区 中国 韩国 朝鲜 日本运行维护费率 1.6% 1.6% 1.8% 1.8% 1.6% 1.8%利率 7% 7% 8% 8% 7% 8%进口关税税率 — — 30% 8% 4.5% 0

每一个直流工程传输的电力种类、年等效损耗小时数如表3所示。

表3 各电力流参数表 （单位：h）
Table 3 Parameters of each power flow

1煤电、风电、光伏发电2煤电、水电3煤电、水电4煤电、风电5煤电、水电6煤电、风电7煤电、风电8煤电、风电9煤电、风电前15年5000后15年5500

结合每个区域的电力发展规划，预测参与东北亚互联电网的各类电源装机及发电量大小。同时结合各类发电技术的发展趋势推断每个区域每一类电力上网电价的变化趋势，进而确定各电力流的加权平均上网电价。9个工程涉及的电力流在研究期限内的加权平均上网电价变化趋势如图3所示。

图3 9个工程涉及的电力流逐年上网电价图（单位：元/kWh）
Fig. 3 The send-in prices of power flows involved in 9 projectsfor each tear

4 方案成本评估及分摊方式

测算各工程位于各区域区段的静态投资现值、运行维护年费用及损耗年费用。按照各区段逐年费用的现值与年值的比值将各类费用折算至现值后求和。表1中每一个直流工程的费用现值估算结果及分摊对象如表4所示。

表4 2030年互联电网方案的费用现值表 （单位：万元）
Table 4 The Current Cost of 2030 Transnational Network Scheme

1 1042029 208941 1030624 2281594 中国2 2270688 455920 794239 3520847 中国3 1584495 317763 428669 2330927 中国4 1776834 359239 728182 2864254 韩国5 8916797 1796261 272801 10985859 日本6 5601418 1135072 284617 7021108 韩国7 9129518 1850006 332389 11311913 韩国8 11378140 2305667 292645 13976452 日本9 11706121 2372130 362474 14440725 日本合计 53406039 10801000 4526639 68733678 —

由于韩国、日本的单位静态投资较大，总静态投资占了总费用的绝大部分。总静态投资、总运行维护费用、总损耗费用分别占总费用现值的77.70%、15.71%和6.59%。中国、韩国和日本分别分摊了总费用的11.83%、30.84%和57.33%。

5 敏感性分析

跨国互联电网涉及的国家及区域在静态投资、生命周期、财税政策等方面存在不确定性，需针对前两个因素及年利率的变化进行敏感性分析。

当接续工程静态投资为目前相同工程的60%时，仅影响工程1、工程6、工程8在研究期限内静态投资、运行维护费用。三个工程三类费用和方案总费用如表5所示。

表5 静态投资调整后互联电网方案的费用现值表（单位：万元）
Table 5 The current cost of transnational network scheme basing on switched static cost

序号 静态投资 运行维护费用 损耗费用 总费用1 1036038 207741 1030624 2274403 6 5571953 1129101 284617 6985671 8 11318286 2293539 292645 13904469合计 53310729 10781700 4526639 68619068

工程生命周期为25年，即2025年投产的工程于2050年接续，2030年投产的工程于2055年接续。此时总费用现值如表6所示。与表4相比，总费用现值上升了2.52%。随着生命周期的缩短，静态投资的年值提升，静态投资现值上升了3.62%；运行维护费用年值与不同水平年的静态投资现值成正比，随着接续年限的提前，运行维护费用现值下降了1.84%；损耗费用不变。

表6 生命周期调整后互联电网方案的费用现值表（单位：万元）
Table 6 The current cost of transnational network scheme basing on switched life cycle

序号 静态投资 运行维护费用 损耗费用 总费用1 1077180 203785 1030624 2311588 2 2364850 448280 794239 3607368 3 1650865 312387 428669 2391920

续表

序号 静态投资 运行维护费用 损耗费用 总费用4 1846193 353549 728182 2927924 5 9276261 1766948 272801 11316009 6 5770363 1108752 284617 7163733 7 9478546 1821264 332389 11632200 8 11721317 2252204 292645 14266165 9 12153656 2335276 362474 14851406合计 55339230 10602444 4526639 70468313

年利率的变化影响了费用现值、年值的折算系数，其大小亦体现了该国家对互联电网的支持强度。在全球经济形势不稳定时一个国家的年利率存在不同年份有不同的可能。当日本的2051年及以后的年利率提升为9%时，工程5、工程8、工程9的三类费用现值及方案总费用现值如表7所示。随着年利率提升，三类费用的现值有所降低。工程5、8、9的总费用现值分别下降0.39%、0.27%、0.33%。

表7 日本年利率提升后互联电网方案的费用现值表（单位：万元）
Table 7 The current cost of transnational network scheme basing on switched annual rate of Japan

序号 静态投资 运行维护费用 损耗费用 总费用5 8881581 1789125 272150 10942856 8 11347109 2299379 291599 13938086 9 11667770 2364358 361329 14393457合计 53301441 10779804 4523797 68605042

静态投资的降低及生命周期、年利率的升高，均可降低总费用现值。

6 其他影响因素分析

综上可知，上网电价、关税税率和年等效损耗小时数的降低可降低损耗费用。建议通过关税谈判、组建多边贸易组织等方式，充分寻求各国针对跨国项目的财税优惠政策，保障东北亚互联电网方案的经济可行性。同时需要推进新能源开发技术并尽快投入市场，以降低新能源开发成本及上网电价，保障新能源在未来电网中的应用。

在本案例中，若考虑以途径国家或区域不置换电力的方式确定电力流，则需要考虑电力流过境的损耗和重复叠加的关税[5]。电力流受端的国家或区域的成本增加较大，总费用亦提升。若系统方案由多端交、直流输电系统组成，其电力流的安排导致关税累加，损耗费用增加过多。若方案由多个双端交、直流输变电工程组成，可使每个国家或区域均承担一定的损耗费用，总损耗费用低。以就近置换的方式确定电力流向，可使得损耗费用分摊的方式趋于合理。

电力流的安排，由于种种原因，尤其是政治原因，很难达到就近消纳及置换的目标。应当从政策方面争取跨国互联电网所涉及国家的支持，合理安排电力流，以降低总成本，有效地实现跨国资源优化配置。

在电力流路径、规模、年等效损耗小时数通过网架、电力、电量平衡可以明确的情况下，可以直接测算损耗费用。若电力流不能明确，需要结合送出、消纳的电量，以及多种典型运行方式，将电力流按照比例潮流追踪法[13]明确后，再测算损耗费用。在使用比例潮流追踪法进行损耗分摊时，需要统筹考虑不同输电技术的损耗率。

一个国家的多个采用相同输电技术的工程区段，由于政治、经济等多方面的因素，有可能存在不同的生命周期、单位静态投资、接续时间等参数。考虑到利率逐年调整、运营商变化的可能性，跨国互联电网的成本现值计算模型形式比前述案例复杂，而方法相近。

在运营商变更时，需要考虑设备的折旧问题。已建成工程，当直接变更运营商时，其原投资水平年的静态投资按照其折旧率、已运行年限折算至投产水平年，得出投产水平年的静态投资，其生命周期为原有工程的设计生命周期与截至投产水平年已运行年限的差。未来的跨国互联电网工程中存在改造既有输变电工程的可能性。若进行改造，原有的静态投资按照其折旧率、已运行年限折合至研究水平年，在研究水平年加之改造的静态投资，作为该改造工程的总静态投资，以此为基数测算运行维护年费用。改造的静态投资可以视为新建该工程的总静态投资与考虑逐年折旧率后原先工程残值的差值，亦可由其他方法确定。其生命周期基于原有工程的设计生命周期与截至研究水平年已运行年限的差，同时结合工程改造的具体情况综合考虑。

7 结论与展望

本文通过分析计算东北亚互联电网方案的费用，考虑参与国家、区域的各类参数差异、逐年变化的情况及工程接续性，提出了一种以费用现值评估、分摊跨国互联电网方案成本现值的方法。在不考虑每个工程具体的起讫点时，多个起讫国或区域相同的工程可以等效合并为国家或区域间的电气联系。静态投资在总成本现值中占比较大。

静态投资、运行维护费用由各净受电国家或区域分摊。损耗费用由各电力流的受端承担。当逐年送出、受入电量存在差异时，应分摊年费用后，根据逐年年费用与费用现值的换算系数将其折算为现值后求和。

具体到跨国互联电网方案的费用计算时，将各种工程分为两大类进行研究。

一是涉及一些与国内或区域内加强网架相关的输变电工程，其目的是满足换流站功率的汇集或疏散，优化潮流分布，保障该国或区域高效配置电力。为了升压或换流站功率汇集、降压或换流站功率疏散而新建、扩建、技术改造的输变电工程，由涉及的直流输电工程或电力流的受端分摊静态投资、运行维护费用或损耗费用[12]。

二是某些国家或区域境内存在连接两个不同的双端直流输电工程分别所属的送、受端换流站的交流线路，起到了接续输送电力的功用，同时承担了前面受端换流站功率疏散和后面送端换流站功率汇集的作用，其各类费用按照向其后面送端换流站输送的功率和后面送端换流站从其他线路或变电站汇集功率的比例分摊。前者的占比为该后面送端换流站、电力流相关的受端国家或区域需要分摊的份额，后者的占比为后面送端所处国家或区域需要分摊的份额。