NB_T 11309-2023 电力规划经济分析设计规程.docx

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1、NBICS07.040P1.1.备案号：J3147-2024中华人民共和国能源行业标准PNB/T113092023电力规划经济分析设计规程Codeforeconomicana1.ysisofe1.ectricpowerp1.anning2024-04-11实施2023-1071发布国家能源局发布中华人民共和国能源行业标准电力规划经济分析设计规程Codeforeconomicana1.ysisofe1.ectricpowerp1.anningNB/T113092023主编部门：电力规划设计总院批准部门：国家能源局施行日期：2024年4月11口中国计划出版社2023北京国家能源局公告2023年第5

2、号根据中华人民共和国标准化法能源标准化管理办法，国家能源局批准电动汽车充放电双向互动第1部分：总则等261项能源行业标准（附件D、Specificationforgeotechnica1.testsofoffshorewindpowerprojects等42项能源行业标准外文版（附件2）,现予以发布。附件：1.行业标准目录2.行业标准外文版目录国家能源局2023年10月11日WfM：行业标准目录审选）序号标准编号标准名称代替标准采标号出版机构枇准R期实施F1.期18NB/T113092023电力规划经济分析设计规程中国计划出版社2023-10-112024-04-11根据国家能源局综合司关于下

3、达的2018年能源领域行业标准制（修）订计划及英文版翻译出版计划的通知（国能综通科技（2018）100号）的要求，标准编制组经广泛调查研究，认真总结实践经验，参考有关标准，并在广泛征求意见的基础上，制定本标准。本标准的主要技术内容有：总则、术语、基本规定、方案经济比选、推荐方案经济分析等。本标准由国家能源局负责管理，由电力规划设计总院提出，由能源行业电力系统规划设计标准化技术委员会负责日常管理，由中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司负责具体内容的解释。执行过程中如有意见或建议，请寄送电力规划设计标准化管理中心（地址：北京市西城区安德路65号,邮编：100120,邮箱:bz_zhongxi

4、n）。本标准主编单位：中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司本标准参编单位：国网经济技术研究院有限公司中国能源建设集团浙江省电力设计院有限公司本规范主要起草人员：范丽霞蔡瑞强许美朋晓宇杨林杨攀峰赵娟寿倩易海琼方胜安张会民陈波杨婷张玮宁康红陈伟森王磊刘宏杨本标准主要审查人员：徐东杰吴敬坤邱健王建张卫东王新雷袁康龙王蒙王绍德杨帆康义虞殖傅华风陈志刚沙志成1 总则(1)2 术语(2)3基本规定(3)4方案经济比选(4)4.1一般规定(4)4.2比选方法(5)43比鲂法选择(5)4.4经济比选综合分析(5)5推荐方案经济分析(7)5.1 投资估算(7)5.2 电价分析(7)53不确定性分析(IO)

5、5.4 经济综合分析(IO)附录A经济比选指标的计算(12)附录B规划项目电价简化测算方法(13)附录C省级电网规划期增量输配电价简化测算方法.(15)本标准用词说明(16)附：条文说明(17)Contents1 Genera1.provisions(1)2 Terms(2)3 Basicrequirements(3)4 Economiccomparisonofschemes(4)4.1 Genera1.requirements(4)4.2 Comparisonmethod(5)4.3 Se1.ectionofcomparisonme1.hod(5)4.4 Comprehensiveana1.

6、ysisofeconomiccomparison(5)5 Economicana1.ysisofrecommendedscheme(7)5.1 Investmentestimation(7)5.2 E1.ectricitypriceana1.ysis(7)5.3 Uncertaintyana1.ysis(10)5.4 Comprehensivcccononiicana1.ysis(10)AppendixACa1.cu1.ationofeconomiccomparisonindicators(12)AppendixBSimp1.ifiedmethodfore1.ectricitypriceofp

7、1.anningproject(13)AppendixCSimp1.ifiedmethodforincrementa1.transmissionanddistributione1.ectricitypriceofprovincia1.gridduringp1.anningperi(i(15)Exp1.anationofwordinginthisstandard(16)Addition:Exp1.anationofprovisions(17)1.0.1为提高电力规划经济分析的科学性、合理性，规范电力规划经济分析的原则和方法，提高电力规划编制质量，制定本标准。1.0.2本标准适用于电力行业规划、电

8、源规划、电网规划、电力系统其他专项规划等相关经济分析工作。1.0.3电力规划经济分析除应执行本标准外，尚应符合国家现行有关标准的规定。2.0.1费用效益比较法costbenefitcomparisonmethod也称效益比较法，正确识别各比选方案的经济效益和经济费用，计算比选方案的净现值或净年值并进行对比，净现值或净年值大的方案经济性为优。2.0.2成本电价coste1.ectricityprice基于电力规划项目期望的财务内部收益率或基于准许收入，采用财务评价体系计算得到的规划方案的相关电价。3基本规定3.0.1电力规划中进行经济分析和经济比选的方案，应是经过初步分析，技术可行，符合国家能源

9、、电力发展战略方针和政策的方案。3.0.2电力规划经济分析宜定量分析与定性分析相结合，以定量分析为主；宜动态分析与静态分析相结合，以动态分析为主。3.0.3电力规划分近期规划和中长期规划，近期规划宜采用较为详尽的基础数据和进行较为全面的经济分析，中长期规划可适当简化。3. 0.4电力规划经济分析的计算期应包括规划项目建设期和运营期，时间单位采用年。建设期应参照规划项目建设的合理工期确定，运营期应根据规划项0的特点参照项目的合理经济寿命确定。对建设周期较短的项目可忽略建设期。3.0.5电力规划经济分析宜采用现行的造价水平、燃料价格、运行维护费、税率、贷款利率等，必要时对造价水平、燃料价格、运行维

10、护费进行预测，并应考虑技术进步等因素的影响。3.0.6电力规划经济分析应考虑新型电力系统下各类电源定位变化对电源项目收益的影响。4方案经济比选4.1 一般规定4.1.1 电力规划方案经济比选应从国民经济整体利益出发，采用适宜的比选方法，提出各方案的经济优劣次序，为方案技术经济综合比选提供依据。4.1.2 方案经济比选首先应合理识别各比选方案的比较范围，可对各方案整体进行比较，也可对各方案的差异部分进行比较。整体规划方案在多个部分存在差异且各部分之间互相独立时，可结合技术比较拆解为多个局部方案进行比较。4.1.3 方案比选时应正确识别和计算其比较范围内的费用和效益。规划方案的费用一般包括相关建设

11、项目的投资、运行维护费、燃料费用、电能损失费，规划方案的效益应尽可能量化计入。根据不同规划特点，规划方案的费用和效益应按下列要求识别和计算：I电源规划中，电网建设方案、储能方案差异较大时，应计入电网、储能投资和年运行维护费：需求恻响应差异较大时，应考虑需求侧响应引起的投资及费用，必要时考虑停电造成的国民经济损失。不同类型电源比较时，应注意考虑其电力系统外部效益和费用的差异，尽可能量化计入。输煤和输电方案比较时，应计入电厂投资、电网投资和补充装机投资，以及到厂煤价的差异。水电专项规划中应合理计入其容量效益和电量效益。2电网规划中，网损差异较大时，应计入网损费用，网损费用宜采用网损电量乘以电源上网

12、电价计算。联网专项规划中应计入联网带来的容量效益、电量效益。3储能专项规划中，应合理计入储能的容量效益和电量效益。电量效益包括减少弃电、减少煤耗，以及储能损失电量。4容量效益可按节省燃煤机组容量对应的投资及运行维护费计算，电量效益可按相应电量乘以电源上网电价计算。4.2 比选方法4.2.1 电力规划方案经济比选宜采用的方法包括费用比较法（最小费用法）、费用效益比较法（效益比较法）、投资比较法。4.2.2 2.2费用比较法包括费用年值（年费用）比较法和费用现值比较法，是按照设定的行业基准收益率，计和比选方案的费用年值或总费用现值并进行对比，以费用较低的方案为优。4.2.3 费用效益比较法包括净年

13、值比较法和净现值比较法，是按照设定的行业基准收益率，计算比选方案的经济净年值或经济净现值并进行对比，以经济净年值或经济净现值较大的方案为优。4.2.4 投资比较法主要估算.比选方案的投资，以投资较小的方案为优。4.3 比选方法选择4.3.1 比选方案效益相同或基本相同时，或各方案能够满足同样需要但其效益难以用货币价值计量时，宜采用费用比较法；比选方案效益存在明显差异时，宜采用费用效益比较法。4.3.2 比选方案的经济使用寿命相同或不相同时，均可采用年值比较法，现值比较法仅适用于比选方案寿命相同时的比较。4.3.3 3.3电源方案比较可采用年费用或净年值比较法。电网方案的比较宜采用年费用比较法。

14、输煤和输电方案的比较宜采用年费用比较法。4.3.4 对于项目建设周期短、除投资外其他费用差别很小的局部方案的比较，可采用投资比较法。4.4 经济比选综合分析4.4.1 方案经济比选中应对经济比较结果影响较大的因素做敏5,感性分析，如负荷增长率、电力建设项日投资、燃料价格、电价等,判断其对比较结果的影响程度，确保比较结果的有效性。4.4.2方案经济比选时还应适当考虑下列因素：】对国民经济其他部门的影响；2国家资源利用政策：3环境保护和生态平衡；4建设项目是否与现有技术水平相适应；5建设条件和运行条件；6对远景方案的适应情况。5推荐方案经济分析5.1 投资估算5.1.1 投资估算应计列规划期内发生

15、的投资，包括规划期前已开工未投产的、规划期内开工并投产的、规划期内开工未投产的项目在规划期内的投资。5.1.2 项目投资分为静态投资和动态投资，本标准投资估算应采用动态投资。建设期较短、价格变动因素影响较小的项目，也可采用静态投资。5.1.3 投资估克应列出规划期逐年的各类项目建设规模，并测匏投资。水电、火电、核电、抽水蓄能等电源宜列出具体项目，必要时列出单机容量及台数；新能源、储能等可列出总规模，必要时列出分区域规模。电网项目按不同电压等级列出变电、线路建设规模，重大项目宜列出具体项目。各类项目投资应列出逐年的分类投资和总投资，必要时列出重大项目分项投资。5.1.4 各类项目的投资或单位造价

16、可按如下方法选取：1已开工项目应采用实际投资；2已开展前期工作的项目，宜采用前期工作的结果；3参考项目所在地区相同或相似工程的投资或单位造价：4参考各类典型造价指标。5.2 电价分析5.2.1 通过测匏推荐方案的成本电价，分析推荐方案对省级电网平均电价水平的影响。电源规划应分析对电源上网电价水平的影响,电网规划应分析对输配电价水平的影响，电力规划应分析对用户终端电价水平（销售电价水平）的影响。5.2.2 电价分析中的投资应采用规划期内投产项目的总投资，投产项目包括规划期前开工规划期内投产的项目和规划期内开工并投产的项目。5.2.3 单独核算电价的项目可基于财务内部收益率测算电价。规划阶段相关基

17、础数据不具备时可采用本标准附录B中的简化方法进行电价初步测算。财务内部收益率宜按照各类电力建设项目现行财务评价相关规定取值，也可根据投资方的投资预期适当调整。5.2.4 计入输配电价的电网项目应根据规划期电网项目总投资基于准许收入测算电网增量输配电价。省级电网输配电价还应考虑区域电网分摊的容量电班、电网总部按销售电量分摊的班用及纳入输配电价疏导的抽水蓄能等项目的容量电费。规划阶段省级电网增量输配电价可采用本标准附录C中的简化方法初步测算。5.2.5跨省跨区专项电网工程落地电价可按卜式测算：落地电价=送端电源上网电价十送端交流电网加价十通道输电价(5.2.5)其中通道输电价nJ采用本标准附录B中

18、的简化方法进行测算。5.2.6电源上网电价可按下式计算：A三AaXQaX9(5.2.6-1)式中：Aavg电源上网电价元/(kWh):As存量电源上网电价元/(kVh);Qs一一存量电源年供电量(kW-h);Ain增量电源上网电价元/(kWh)J;Qin增量电源年供电量(kWh)。增量电源上网电价可按下式计算：A1.Q1.-FE,Pj-kAkQ1.tA_-1*Z2(5.2.62)mq式中：A;第i个规划发电电源的上网电价元/(kWh);85推荐方案经济分析5.1 投资估算1 .1.3火电机组升级改造、火电退役机组延寿改造、风电场和光伏电站的升级改造必要时也可计入投资估算。电网建设项目含改扩建项

19、目。火电、风电、光伏、储能等一般采用单位造价乘以建设规模计算其总投资；大型水电、抽水蓄能、核电等项目一般按各项目投资加和，资料欠缺时可采用单位造价乘以建设规模估算。建设项目明确的主网投资，可按照分项目投资加和，资料欠缺时按照单位造价乘以建设规模估算其总投资：配网投资一般按照单位造价乘以建设规模估算其总投资。5 .1.4各类电力建设项目典型造价指标可参考电力规划设计总院、水电水利规划设计总院编制的中国电力技术经济发展研究报告，电力规划设计总院编制的火电工程限额设计参考造价指标电网工程限额设计控制指标，国家电网公司发布的国家电网公司输变电工程通用造价和南方电网公司发布的中国南方电网公司典型造价。5

20、.2 电价分析5.2.1电力规划方案在保证国民经济和社会可持续发展的同时，也宜保证电力企业能够获取合理的利润，保障其投资积极性，推动实现规划目标；同时，电力行业作为国民经济的基础产业，定时期内规划方案对销售电价提升不宜太大。5.2.3单独核算电价的项目包括各类电源项目、跨省跨区专项电网工程等。新能源可按照分布区域用典型项目的电价代表。5.2.4规划阶段省级电网输配电价的测算参照省级电网输配电价定价办法中基于准许收入测算输配电价的方法，区域电网输配电价按照区域电网输电价格定价办法中的方法测算，抽水蓄能容量电价按照抽水蓄能容量电价核定办法中的方法测算。抽水蓄能电站的容量电价分摊，在做电源规划时可在

21、电源上网电价中分摊，在做电网规划时也可在电网输配电价中分摊，电力规划中可考虑在电网输配电价中分摊。电力规划中输配电价可不区分电压等级，仅测兑全网平均输配电价。电网规划中如能获得不同电压等级投资及输配电量，可根据需要测嵬不同电压等级输配电价。1.1.6 电源上网电价计兑时电量应采用年供电量，即电源发电量扣除厂用电量。存量电源上网电价可采用现行电源上网电价。若现行电源上网电价受电源在系统中的定位等因素影响无法反映真实电价水平，也可重新测算合理的存量电源上网电价。电源电网综合规划中，电源年供电量包含了网损电量和储能损失电量。式(5.2.6-2)中规划储能电站是指规划的电源侧新型储能电站，以及需要在电

22、源上网电价中分摊的抽水蓄能电站。1.1.7 存量输配电价可采用电网现行平均输配电价。若电网现行输配电价成本疏导不到位，无法反映真实输配电价水平，也可重新测算合理的存量电网输配电价。外部分摊包含区域电网分摊的容量电费、按销售电量分摊到省级电网的电网总部调度中心、交易中心费用及纳入输配电价疏导的抽水蓄能等项目的容量电费。1.1.8 政府性基金及附加按照国家有关法律、行政法规规定或经国务院，以及国务院授权部门批准，随售电量征收，具体可按照规划所在省区政策取值。1.1.9 规划期初电源上网电价、电网输配电价、销售电价宜采用实际电价。5.3 不确定性分析5.3.1 不确定性分析主要分析不确定性因素变化对

23、规划方案经济指标的影响，主要包括盈亏平衡分析和敏感性分析。电力规划阶段宜采用敏感性分析。5.3.5 敏感度系数SAF是评价指标变化率与不确定因素变化率之比，可按下式计算：SAF=(A)(FF)(1)式中：AFM一不确定因素F的变化率；A/A不确定因素F发生AF变化时，评价指标A的相应变化率。5.4 经济综合分析5.4.1 投资效果评价指标可采用单位投资增发(供)电量、单位投资增供负荷等。5.4.3 定量测算时碳排放量可参照省级温室气体清单编制指南(试行)中的方法测算，碳交易价格可参照我国碳交易市场平均价格取值。附录B规划项目电价简化测算方法规划项目电价简化测算方法假定规划期每年的现金流入与流出

24、相同：不考虑项目达产期；假定项目采取等额偿还长期贷款方式，并使每年的折旧全部偿还贷款木息。简化测算方法主要是确定各类规划项目对应的固定成本系数y、运维可变成本A、两个系数及单位供电燃料费。固定成本系数Y在考虑资本金比例、财务内部收益率、税收政策、运行维护费率、贷款利率、运行年限、折旧期、还贷期、残值率等各类项目财务评价涉及的因素后合理确定。运维可变成本应通过统计规划区域同类型电源项目该部分成本合理确定。确定固定成本系数丫时需要用到的资本金比例、税率、运行年限、折旧期、还贷期、残值率等主要基础参数宜采用相应经济评价相关标准或办法规定值，其中燃煤发电、燃气发电采用现行行业标准火力发电工程经济评价导

25、则D1.TT54352019的规定值，风电场采用现行行业标准风电场项目经济评价规范NB/T31085-2016的规定值，跨省跨区专项电网工程采用跨省跨区专项工程输电价格定价办法（发改价格规（2021）1455号）的规定值。除燃煤发电、燃气发电、核电项目外，其他项目运维可变成本A、较小，规划阶段可忽略。根据对现行不同项目计算分析，规划项目电价简化测算时相关系数可参考表1,对应的简化测算主要基础参数见表2。表2中运维固定费率变化一定幅值时，固定成本系数丫变化同样幅值。表2中长期贷款利率发生变化时，燃煤发电、陆上风电、光伏项目的固定成本系数丫可按表3取值，其他长期贷款利率对应固定成本系数丫可近似按插

26、值法计算。表2中资本金内部收益率变化时，燃煤发电、陆上风电、光伏项目的固定成本系数丫可按表4取值，其他资本金内部收益率对应固定成本系数Y可近似按插值法计算。电量电价对于电源项目为上网成本电价，对于跨省跨区专项电网工程为输电价；跨省跨区专项电网工程的年输电量为年设计输电量X(1一线损率)。若规划中需要重点关注某类或某个具体规划项目的电价时,可按照电力项目财务分析相关规定详细计算。1各娴目成本电价化浦I相关系R*t序号项目类型固定成本系数y(%)运维可变成本AY11(kih)1燃燃发电14.00.02502燃气发电15.40.02503核电12.50.02504陆上风电11.305海上风电10.9

27、06光伏11.307水电10.408抽水蓄能电站10.009电化学储能电站16.2010跨省跨区专项电网工程10.00序号项F1.类型运行年限(年)资本金比例(%)所得税税率闾增值税税率(%)运维固定费率(%)长期贷款利率(%)资本金内部收益率(蛤1燃煤发电202025132.74.9102燃气发电202025134.14.9103核电302025132.74.99续赛2序号项目类型运行年限(年)资本金比例闾所得税税率(%)增值税税率R)运维固定费率(%)长期贷款利率(%)资本金内部收益率()1陆上风电20202513(叩征即退50)2.54.985海上风电25202513(即征即退50)3.

28、04.986光伏202025132.04.987水电302025131.54.9108抽水蓄能电站102025132.54.96.59电化学储能电站102025132.04.98IO招省跨区专项电网工程352025132.04.95*3不同长期贷款利率对应固定成本系数建议值序号长期贷款利率(%)燃煤发电项目系数Y(%)陆上风电系数Y(%)光伏系数丫时)16.014.711.911.925.714.511.711.735.314.211.511.544.914.011.311.354.513.711.011.064.113.510.810.874.013.410.810.8334不同资本金内部收

29、益率对应固定成本系则t议值序号资本金内部收益率(%)燃煤发电项目系数y(%)陆上风电系数Y(%)光伏系数丫(%)11214.512.212.421114.211.912.231014.011.711.94913.711.511.65813.511.311.36713.211.011.07613.010.810.7附录C省级电网规划期增量输配电价简化测算方法c.o.省级电网规划期增量输配电价测算中固定成本系数应结合电网项目权益资本比例、权益资本收益率、债务资本收益率、税收政策、运行维护费率、运行年限等合理确定。GntP为含桎电价，测算时主要参数取值可按下列原则：(I)Y建议按照10%选取，不同省区可结合地区相关参数进行修正；(2)规划期新增电网项目动态总投资不包括单独核定输电价格的跨省跨区专项输电工程和配套工程的投资；(3)外部分摊费用可参照现状，若认为外部分摊值相对较小，可不予考虑。