近日，國家能源局發布《浙福特高壓交流等十項典型電網工程投資成效監管報告》(以下簡稱《報告》)，從規劃落實、運行實效、投資效益等方面對浙福特高壓交流等10項典型電網工程從投產至2017年6月的投資成效情況進行了全面分析，并對往年檢查過的部分直流工程進行“回頭看”。
這10項典型電網工程具體為：浙北～福州特高壓交流輸變電工程、哈密南-鄭州±800kV特高壓直流輸電工程、溪洛渡左岸-浙江金華±800kV特高壓直流輸電工程、糯扎渡電站送電廣東±800kV特高壓直流輸電工程、蘭州東～天水～寶雞750kV雙回輸變電工程、溪洛渡電站送電廣東±500kV直流輸電工程、民勤紅沙崗風電基地330kV送出工程、唐山樂亭500kV輸變電工程、內蒙古武川～察右中旗～汗海500kV輸變電工程、浙江500kV天一～春曉Ⅲ回輸變電工程，國家電網公司、南方電網公司和內蒙古電力公司分別承擔其中7項、2項和1項的投資建設工作。
《報告》指出，在所檢查的10項典型電網工程中，大部分工程實現了設計預期的功能，運行情況總體良好，但部分工程輸電量偏低、輸電損耗偏高、部分可靠性指標略低于全國平均水平;全部工程造價均未超核準投資，但部分工程單項突破核準規?；蛲顿Y較高;大部分工程建設程序合理，個別工程在獲得核準意見前已違規開工建設。同時，7項“回頭看”工程總體運行良好，運行效益逐步穩定，但大部分直流工程平均利用小時數不足5000小時。
報告內容：
為促進電網工程前期科學論證規劃，加強對電網工程建設運營的事中事后監管，進一步引導電網企業提升電網工程投資成效和運行實效，按照《國家能源局2017年市場監管工作要點》(國能監管〔2017〕81號)的要求，2017年國家能源局組織開展了浙福特高壓交流等10項典型電網工程投資成效監管工作。
一、基本情況
本次監管工作采取“雙隨機、一公開”抽查方式選取了浙福特高壓交流等10項典型電網工程(工程名稱詳見附表1，文中均采用工程簡稱)，其中特高壓工程4項、跨省區聯網工程1項、電源送出工程2項、網架加強工程3項。同時，對往年檢查過的部分典型直流工程進行了“回頭看”。在電網企業報送自查報告及相關工程信息的基礎上，我局組織相關派出能源監管機構、國家發展改革委成本調查中心、電力規劃設計總院、中國電力企業聯合會等有關單位從規劃落實、運行實效、投資效益等方面對部分工程從投產至2017年6月的投資成效情況進行了現場核查。
從監管情況來看，大部分工程實現了設計預期的功能，但浙福、哈鄭、天一等工程的輸電量偏低;大部分工程運行情況總體良好，但溪洛渡、糯扎渡工程輸電損耗偏高，哈鄭、糯扎渡、溪洛渡工程的部分可靠性指標略低于全國平均水平;全部工程造價均未超核準投資，但浙福、溪洛渡、糯扎渡、溪浙、哈鄭工程單項突破核準規模或投資較高;大部分工程建設程序合理，但武川工程在獲得核準意見前已違規開工建設。“回頭看”工程總體運行良好，運行效益逐步穩定，但大部分直流工程平均利用小時數不足5000小時(詳見附表2)。
二、存在問題
(一)部分工程運行最大功率未達預期，輸電效益未充分發揮
部分工程由于負荷預測偏高、市場供需變化較大、工程建設與電源發展不協調等問題，投運后最大輸電功率一直未達預期，輸電能力發揮不充分，工程利用小時數偏低，輸電效益未充分發揮。
專欄1：
1.哈鄭工程設計輸送容量為800萬千瓦，然而自2014年1月27日投產以來最大輸送功率一直低于設計水平，維持在500萬千瓦以下。2014~2016年實際利用小時數分別為1650、3136、4033小時。
2.工程核準文件明確浙福工程是“為提高華東電網供電可靠性，加大接受區外電力能力，滿足福建與浙江聯網送電需要”。工程投產以來，發揮了一定的聯網功能，但輸電能力發揮不充分，2015、2016年實際運行最大功率分別為135、170萬千瓦;年平均功率分別為18.28、19.46萬千瓦，僅分別為設計能力的3.6%和3.8%;年利用小時數保持在較低水平，2015、2016年分別為314、334小時。
3.天一工程實際最大輸電功率為53.5萬千瓦，僅為設計能力的27.3%;2016年送電約22.8億千瓦時，累計利用小時數1163小時，利用率不足。
(二)部分重大直流工程發生強迫停運，部分可靠性指標低于全國平均水平，運行效率有待進一步提升
哈鄭、溪浙、糯扎渡、溪洛渡工程出現部分閥組強迫停運和單極強迫停運的情況，部分年度的強迫能量不可用率偏高，工程可靠性指標偏低。
專欄2：
1.2015年，溪浙發生閥組強迫停運1次，停運時間3.880小時，單極強迫停運2次，停運時間246.24小時，強迫能量不可用率1.42%，高于0.523%的同期全國水平。
2.2016年，哈鄭發生閥組強迫停運1次，停運時間14.45小時，單極強迫停運1次，停運時間25.08小時，強迫能量不可用率0.18%;糯扎渡發生閥組強迫停運3次，停運時間143.03小時，單極強迫停運3次，停運時間162.1小時，強迫能量不可用率0.3%;溪洛渡單極強迫停運3次，停運時間82.45小時，強迫能量不可用率0.3%。上述三個工程年度的能量不可用率均高于0.061%的同期全國水平。
(三)個別直流接地極工程存在建設過程中方案多次調整、建成運行后與油氣管道工程相互影響等問題，導致相關電源送出受限，工程自身運行方式受限、短時輸電能力下降
個別直流接地極工程由于建設進度受阻、方案多次調整導致投產時間晚于計劃近兩年，造成同期建設的水電站發電能力受限。部分建成運行后的直流接地極工程與臨近的油氣管道工程存在相互影響，尤其在負荷集中的發達地區，難以通過地理空間避讓的方式消除彼此干擾，導致直流工程運行方式受限，靈活性降低，輸電損耗增加，短時輸電能力下降。
專欄3：
1.由于糯扎渡工程送端接地極建設進度受阻、方案多次調整，導致預期2012年汛前投產單極(250萬千瓦)，2013年汛前投產雙極(500萬千瓦)的時間推后，實際投運時間比計劃滯后18-20個月。2013年9月此工程最大輸電功率125萬千瓦，至2015年5月最大輸電功率逐步提升至500萬千瓦，比計劃滯后1-2年，導致2012年9月至2013年9月糯扎渡電站65~325萬千瓦電力無法送出;2013年9月至2015年4月期間，約250萬千瓦的電力無法送出。
2.溪洛渡工程、溪浙工程接地極與油氣管道距離較近，為控制故障后接地極入地電流對油氣管網的影響，需限制接地極運行方式，快速壓減40%~60%的直流功率，造成短時輸電能力明顯下降，系統調控難度和風險相應大幅增加。
3.受油氣管線影響，在單極運行方式下，直流線路需按金屬回線方式運行，增加運行損耗。2013~2016年，溪洛渡工程單極運行時間較長，工程綜合損耗達7.6%，高于規劃預期的5%;糯扎渡工程2013~2016年綜合損耗6.2%，高于預期的3.8%。
(四)部分工程智能化關鍵設備可靠性不足，未發揮應有作用
國網公司部分智能變電站試點項目中部分智能化關鍵設備存在質量和運行可靠性不高等問題，目前處于停用或減少使用狀態。
專欄4：
樂亭工程屬于國網公司第一批智能變電站試點項目，按照智能化方案進行建設，比同時期同規模的普通非智能變電站增加投資約1500萬元(包括合并單元等智能化關鍵設備投資)。由于合并單元等智能化關鍵設備存在質量和運行可靠性不高等問題，2015年國網公司發文取消了330千伏及以上智能站合并單元配置，目前國網公司新建智能變電站已停用或減少使用這些設備;已投產的變電站也在計劃整改中，整站拆除增加了停電時間。
(五)個別工程使用效率低，容量電費比重偏高
浙福工程由浙江、福建兩省聯網部分和浙江省內網架加強部分構成。國家電網公司目前采用兩部制電價方式在華東全網收取電費，由于使用效率低，容量電費比重偏高。
專欄5：
浙福工程目前是按照兩部制電價向華東四省一市收取電費，其中容量電費為21.5億元/年、電量電費為20元/兆瓦時，2015、2016年電量電費僅占容量電費的1.49%、1.59%。
(六)部分工程單項突破核準規?；蛲顿Y較高，產生不合理成本
按照《輸配電定價成本監審辦法(試行)》(發改價格〔2015〕1347號)要求，計入定價成本的費用應當符合輸配電服務的合理需要，影響定價成本水平的主要經濟、技術指標應當符合行業標準或者公允水平。部分工程存在單項突破核準規?；蛲顿Y水平較高現象，由此產生的不合理成本，不應全額計入輸配電準許成本。
專欄6：
1.根據核準意見，在糯扎渡工程和溪洛渡工程共計列南方電網(廣州)特高壓試驗研究/檢修基地工程(簡稱試驗基地)費用4億元。實際決算金額4.3億元，超出核準投資，并且全部投資僅在糯扎渡工程計列。此外，試驗基地中的試驗大廳等設施未較好發揮預期功能，且承接了額外的工作內容，產生了經濟效益，形成了相應投資回收途徑。因此需在電價成本中對相應資產進行甄別和拆解。
2.浙福、溪浙、哈鄭工程分別發生11937萬元、5171萬元、4918萬元研究試驗費，其中“設備質量控制方法及體系研究費”、“輸電關鍵技術科普宣傳方案研究費”等部分項目需進行輸配電成本的甄別。
(七)個別工程未核先建，建設管理不夠規范
武川工程于2013年9月獲得核準，但于2012年5月開工建設，該工程在未獲得政府核準的情況下提前開工建設，不符合國家和行業政策，不利于輸配電網絡科學有序發展。
三、監管意見
(一)總結重大工程經驗，進一步加強工程前期論證，重視工程投資效益
電網企業應在總結有關重大工程經驗基礎上，全面科學做好新建項目前期可行性論證工作，特別是結合國民經濟和地方發展實情認真做好負荷預測工作，科學分析電磁環網對電網穩定和輸電能力的影響，全面論證重大工程落點對送受端網架的沖擊，充分論述工程投運后面臨的風險和瓶頸，客觀評估工程投運后實際能達到的輸送能力，為國家科學全面決策提供有益參考，避免工程實際投產后的低效運行。
此外，電網企業在工程前期論證時，應按照輸配電價相關政策，科學研究投資的回收方式，降低投資風險，提高投資效益。
(二)加強直流工程運維體系建設，不斷提升工程運行實效
電網企業應加強在運直流工程的強迫停運原因分析總結，針對共性問題提出解決方案。提高直流工程的運維管理能力，完善直流工程運行控制策略，降低工程強迫能量不可用率，確保工程可靠性指標，不斷提升工程運行實效。
(三)加強與政府及行業間溝通協調，實現工程預期輸電能力
電網企業應聯合相關行業積極開展課題研究，加大研究投入，深入分析并妥善解決直流工程與油氣管道的交叉影響等問題。加強工程前期工作的深度和主動性，做好與當地政府及油氣行業的統籌協調，提前處理敏感問題，確保工程按期投產，安全可靠、經濟高效運行。
(四)控制工程附屬費用及建設規格，降低輸配電成本
電網企業應在項目立項時嚴格論證工程建設中存在多種形式的附屬費用的必要性和投資回收方式，如突破核準規模增列項目、突破單項核準投資、增設非電相關設施費用、列支大量研究試驗費等，及時總結工程實施后的運行成效和投資決算情況，有效降低輸配電成本。
同時，應規范電網工程建設成本參考標準，合理控制工程建設規格。充分總結經驗，加強對智能變電站試點等新技術研究，遵循“技術攻關一批、試驗示范一批、推廣應用一批”的原則，待示范成熟再推廣應用。
(五)規范工程運維成本管理，建議單獨設立工程成本臺賬
電網企業應按照現行的輸配電價核定原則，為電網工程單獨設立工程運維成本臺賬，按電壓等級和工程合理分割運維成本，提升工程管理水平，便于輸配電成本核定。
(六)加強電網建設事中檢查，完善項目管理體系
電網企業應加強對工程建設規模、工期進度、設計方案、招標采購等內容合法合規性的事中檢查，嚴格執行相關法律法規、產業政策、國家和行業標準等，規范工程建設程序，不斷完善項目管理體系。
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