国家能源局：锦苏直流等八项典型电网工程投资成效监管报告

近日，国家能源局印发《锦苏直流等八项典型电网工程投资成效监管报告》（以下简称《报告》），从造价控制、运行实效、电价成本、工程建设与环境保护等方面对锦苏直流等8项典型电网工程（其中跨省区联网工程3项、电源送出工程3项、网架加强工程2项）自投产后至2015年6月的投资成效和运营情况进行了全面分析，指出七方面问题，提出五条监管意见。

《报告》指出的七个方面的问题包括：一是新能源发展与既有电力规划未能有效衔接，一定程度上影响了电网工程利用率；二是部分工程受端电力需求低于预期，项目功能未充分发挥；三是部分工程未批先建，工程建设管理需进一步规范；四是工程决算节余率偏大，工程造价精细化管理有待加强；五是成本核算与管理方式不利于输配电价的准确核定，有待进一步规范；六是竣工决算和环保验收滞后，基建程序执行不严格；七是个别工程设备备用水平超过核准规模，造成社会资源浪费。

针对存在的问题，《报告》提出了五条监管意见。一是加强规划衔接，促进网源协调发展；二是做好电力需求分析，提高负荷预测准确性；三是强化项目建设管理，严格执行相关管理办法；四是实行工程投资精细化管理，加强全过程造价控制；五是调整成本核算方式，适应输配电价改革要求。

此外，《报告》附件《典型电网工程投资成效基本情况分析》还给出了对于这8项典型电网工程项目的造价控制、运行实效、电价成本、工程建设和环境保护情况的具体分析。

原文如下：

国家能源局

监管公告

2016年第8号

（总第41号）

锦苏直流等八项典型电网工程

投资成效监管报告

二〇一六年七月

为促进电网工程前期科学论证规划，加强对电网工程建设运营的事中事后监管，进一步引导电网企业提升电网工程投资成效和运行实效，按照《国家能源局关于印发2015年市场监管重点专项监管工作计划的通知》（国能监管〔2015〕183号）的要求，2015年国家能源局组织开展锦苏直流等8项典型电网工程投资成效监管工作。

一、基本情况

本次工作共选取了锦苏直流等8项典型电网工程（工程名称详见附件1，文中均采用工程简称），其中跨省区联网工程3项、电源送出工程3项、网架加强工程2项。在电网企业报送自查报告及相关工程信息的基础上，我局组织相关派出机构、电力规划设计总院、中国电力企业联合会等有关单位对上述8项工程进行了现场核查，并从造价控制、运行实效、电价成本、工程建设与环境保护等方面对这8项工程自投产后至2015年6月的投资成效情况进行了全面分析（详见附件2）。

总的来看，8项工程造价控制均未出现超概算现象，但锦屏送出工程概算突破核准投资，大部分工程决算较概算节余率偏高；8项工程的功能定位均与设计预期基本一致，但西北二通道、酒泉送出、黄坪、祯州工程的输电量低于设计预期；大部分工程的成本费用控制在合理范围内，但现行的成本核算与管理方式不利于输配电价的准确核定；8项工程均如期建成投产，但灰腾梁、锦屏送出、黄坪、高岭扩建工程在获得核准意见前已违规开工建设，锦苏直流、高岭扩建、黄坪、灰腾梁、锦屏送出工程在投产时方取得初步设计批复；大部分工程在建设施工中采取了有效的环保措施，但黄坪、祯州、锦屏送出、高岭扩建、灰腾梁工程未取得环保部门验收合格意见。

二、存在问题

（一）新能源发展与既有电力规划未能有效衔接，一定程度上影响了电网工程利用率

目前，部分地区新能源发展迅猛，快速改变了当地供电格局。有些地区未能充分考虑系统消纳能力，且与既有电力规划缺乏统筹协调，导致弃风弃光与电网设施闲置情况并存，部分既有电网工程利用率偏低。

酒泉送出工程实现了酒泉风电基地一期电力的汇集和送出功能，但由于新能源发电装机增长过快、消纳能力不足，导致弃风弃光情况加剧、新能源外送电量下降，送出工程负荷率偏低。西北二通道、黄坪工程所在地的新能源装机跨越式增长，一定程度满足了地方负荷需求，客观上减少了西北二通道、黄坪工程的输电量，一定程度上影响电网工程利用率。

专栏1

2012～2014年, 酒泉送出工程所在的甘肃省风电装机由634万千瓦增长到1008万千瓦，太阳能装机从43万千瓦增长到517万千瓦，年均增长率分别为26%和247%，2014年甘肃省弃风率和弃光率分别为11%和37%，2015年上半年分别为37%和28%。

2012～2014年，二通道工程受电侧青海省风电装机容量由2万千瓦增长到32万千瓦，太阳能装机容量由136万千瓦增长到411万千瓦，年均增长率分别为300%和74%。新能源的快速增长一定程度上满足了当地负荷需求，需从西北二通道受入电力的需求减小。

黄坪工程于2013年投产，2014年随着当地新增新能源约37万千瓦并网投运，部分满足了地方负荷需求，导致2014年黄坪变下网电量由2013年的12.68亿千瓦时下降为5.08亿千瓦时，同比降低59.94%。

（二）部分工程受端电力需求低于预期，项目功能未充分发挥

由于近年来国内经济下行压力较大，部分地区出现电力需求明显低于预期的情况，但电网企业在工程建设中未能充分考虑并主动适应电力需求变化，导致部分项目功能发挥不充分。

西北二通道工程与已建成的一通道工程(注：西北二通道工程和已建的一通道工程共同构成了新疆与西北主网联络断面,在其设计和运行阶段均与一通道工程统一研究，两者密不可分，在评价工程输电能力等功能时需将两个通道统一考虑。考虑到2013年的典型电网工程投资成效监管报告已专门评价了一通道工程，本次监管只选择了西北二通道工程。)共同作为新疆与西北主网的联络通道，提高了新疆向西北主网的送电能力，增强了新疆电网的安全保障能力。但由于负荷发展低于预期，加上受电侧青海省当地新能源发展迅速以及送电侧新疆配套电源建设滞后，西北一、二通道工程外送断面最大输送功率不到设计预期的一半，2014年最大功率利用小时数仅为970小时。祯州、黄坪工程受当地实际用电需求远低于预期影响，2014年主变最大功率利用小时数仅为221、677小时。

专栏2

西北一、二通道设计最大送电能力约400～500万千瓦。工程投产后，青海省负荷发展低于预期，按可行性研究报告预测，青海省“十二五”前四年全社会用电量增长326亿千瓦时，实际增长261.21亿千瓦时，低于预期19.87%。加上青海省当地新能源发展迅速以及新疆配套电源建设滞后，致使2014年新疆外送断面最大输送功率仅为200万千瓦，不到设计预期的一半。2014年累计输送电量48.5亿千瓦时，最大利用小时数仅为970小时。

祯州工程所在的广东惠州地区负荷发展也远低于预期，按可行性研究报告预测，惠州市“十二五”前四年全社会用电量增长139.6亿千瓦时，实际增长77.6亿千瓦时，低于预期44.4%。导致2014年祯州工程主变下网电量为2.21亿千瓦时，主变负载率仅为2.5%。黄坪工程由于规划的电解铝项目没有建设，2013年主变下网电量为12.68亿千瓦时，主变负载率仅为7.7%。

（三）部分工程未批先建，工程建设管理需进一步规范

灰腾梁、锦屏送出、黄坪、高岭扩建等工程在获得核准意见前已违规开工建设，其中灰腾梁工程于2013年6月获得核准，但2010年4月已提前开工建设；锦苏直流、高岭扩建、黄坪、灰腾梁、锦屏送出等工程在投产时方取得初步设计批复，设计批复滞后不符合基本建设程序。一定程度反映出电网企业建设管理不够规范，不利于国家对工程投资方向、建设方案和投资成效实施有效管理。

（四）工程决算节余率偏大，工程造价精细化管理有待加强

从决算较概算的节余率来看，1项工程控制在10%以内，其余7项节余率均在10%～20%，其中酒泉送出工程节余率达20.57%。投资节余的主要原因是工程量偏差较大以及设备材料价格发生变化，工程造价精细化管理有待加强。

（五）成本核算与管理方式不利于输配电价的准确核定，有待进一步规范

目前电网企业的成本核算与管理方式存在以下问题，不利于输配电价的准确核定：一是部分工程投产后短期内即实施技改，增加了电网的运营成本，如祯州工程投产当年增建一座生产综合楼，次年改变接线方式，增加三台220千伏断路器；黄坪工程投产次年增建一座值休楼。二是目前电网工程的运维成本是按照成本属性的方式核算，未分电压等级归集，输配电价核定难度较大，只能通过分摊的方式计算，无法保证其真实性和准确性。

（六）竣工决算和环保验收滞后，基建程序执行不严格

原能源部《电力发、送、变电工程基本建设项目竣工决算报告编制规程（试行）》（能源经〔1992〕960号）明确要求电网工程投产后6个月内应完成竣工决算编制。黄坪、锦屏送出、灰腾梁等工程投产已有2至3年，仍未完成竣工决算，在建工程转固定资产完成严重滞后。

按照环保总局2001年印发的《建设项目竣工环境保护验收管理办法》（国家环境保护总局令 第13号）规定，建设单位工程试生产3个月内应提交环保验收申请。黄坪、祯州、锦屏送出、高岭扩建、灰腾梁等工程投产已有2至4年，至今仍未完成竣工环保验收。

（七）个别工程设备备用水平超过核准规模，造成社会资源浪费

锦苏直流工程在以招投标方式确定了核准规模的备用换流变压器的情况下，又在送受端换流站增放了3台备用换流变压器。增加的备用换流变压器由国家电网公司直属产业单位山东电工电气集团有限公司提供，建设期市场价值约1.4亿元，工程决算中未含上述资金。从运行实际情况看，这3台设备从未挂网运行，造成社会资源浪费，并增加了运行维护成本。

三、监管意见

（一）加强规划衔接，促进网源协调发展

针对新能源发展与电力规划不协调、不适应的问题，建议进一步加强网源等规划的有效衔接，做好电力供应与需求的统筹规划，协调好不同类型电源的建设时序，做好新能源规划与常规能源规划、电网规划与电源规划、国家能源规划与地方能源规划的有效衔接，在新能源有序发展的同时，利用好既有电网设施，促进电网安全稳定运行。

（二）做好电力需求分析，提高负荷预测准确性

电网企业应做好电力需求分析相关工作、提高电力需求预测准确性，根据供需变化及送受端电源建设投产情况，及时提出工程建设规模及投产时机调整方案报原核准部门批复后实施，保障并提升设备利用效率。

（三）强化项目建设管理，严格执行相关管理办法

针对部分项目未批先建、竣工决算和环境保护验收滞后、设备备用水平超出核准规模等问题，电网企业应进一步加强项目管理，规范工程基建程序，严格执行项目核准文件以及竣工决算和环境保护验收相关管理办法。

（四）实行工程投资精细化管理，加强全过程造价控制

针对工程存在投资节余较大的问题，电网企业应进一步加强估、概算编制精度，实行工程投资精细化管理，杜绝出现在建工程形成固定资产滞后情况，提高造价管理水平，做好全过程造价控制。

（五）调整成本核算方式，适应输配电价改革要求

按照输配电价改革要求，遵循“准许成本加合理收益”的原则，电网企业应加强成本管理、改进成本核算方式，对于输配电成本应分电压等级、分项目进行归并核定，以适应输配成本核算要求。同时，应进一步提升电网技改大修等项目的管理水平，提高企业运营效益。

附件：

1.典型电网工程概况表

2. 典型电网工程投资成效基本情况分析

附件2

典型电网工程投资成效基本情况分析

对于典型电网工程的投资成效分析，主要是从造价控制、运行实效、电价成本、工程建设、环境保护等方面对电网工程的投资成效和运营情况进行分析评价。2015年5～11月份，在电网企业报送工程材料的基础上，结合现场核查，对锦苏直流等8项典型电网工程进行了具体的分析，主要情况如下。

（一）造价控制情况

工程造价分析主要包括工程概算与估算、决算与概算的投资比较以及工程决算完成情况。

8项工程中有7项概算投资控制在估算投资内，1项工程概算投资超估算投资。其中，锦屏送出工程概算较估算增加5.47%，主要原因是政策性文件调整、抗冰加强引起线路工程量和概算费用增加。

8项工程决算投资均控制在概算投资范围内，但节余率普遍较高。高岭扩建工程节余5.31%，锦苏直流工程、锦屏送出工程、西北二通道工程节余均在10%，祯州工程节余13.27%，黄坪工程节余18.42%，灰腾梁工程节余19.76%，酒泉送出工程节余20.57%。除灰腾梁工程投资节余的原因为主变由购买改搬迁，节省了设备购置费外，其他工程节余的主要原因均为施工图工程量变化及设备、材料招标采购价格降低。

图1 典型电网工程估算、概算、决算投资比例

黄坪、锦屏送出、灰腾梁工程自投产至2015年6月仍未完成竣工决算审计，在建工程转固定资产完成滞后。

（二）运行实效情况

运行实效分析主要包括工程的功能定位、输电能力、年输电量（年利用小时数）等内容与设计预期的比较。

1．跨省区联网工程

（1）西北二通道工程。工程投产后，新疆外送断面达到4回750千伏线路，加强了新疆电网与西北主网的联系，提高了新疆向西北主网的送电能力，为敦煌、柴达木地区新能源开发创造了有利条件，同时还提高了海西地区的供电可靠性，工程所实现的功能定位与设计预期基本一致。但是由于青海省负荷发展低于预期，且新能源发展迅速（截至2014年底青海省新能源装机容量接近450万千瓦），同时新疆电源建设也存在一定的滞后。2014年，沙州～鱼卡双回750千伏线路输电量为48.3亿千瓦时，烟墩变、沙州变净上网电量分别为30.8、55.94亿千瓦时，哈密～天山换流站双回750千伏线路、烟墩～天山换流站双回750千伏线路共向天山换流站送电118.58亿千瓦时，烟墩～沙州双回750千伏线路输电量仅为23.23亿千瓦时，2014年新疆外送断面最大输送功率仅为200万千瓦，不足设计最大输出功率的50%，输电能力和输电量均低于设计预期，且存在反向潮流送电的情况。

（2）锦苏直流工程。本工程将雅砻江流域官地，锦屏一、二级水电站丰水期富余水电送至江苏，为四川水电送出和江苏电网电力供应创造了条件，增强了电网跨区资源优化配置的能力，工程所实现的功能定位与设计预期基本一致。2013、2014年输电量分别为224.64、352.37亿千瓦时，年利用小时数分别为3120、4894小时。2013年由于锦屏一级、二级及官地电站投产机组容量合计10×60万千瓦，直流年最大输送功率630万千瓦；2014年随着电站全部投运，直流达到满功率720万千瓦运行。其输电能力和输电量达到设计预期。

（3）高岭扩建工程。本工程增强了东北向华北的送电能力，为扩大东北地区风电的消纳创造了条件，工程所实现的功能定位与设计预期基本一致。本工程扩建后，最大输送功率可达到300万千瓦左右，2013年、2014年输电量分别为181.79、217.38亿千瓦时，利用小时数6060、7246小时，工程利用率较高。根据调度控制功率曲线来看，东北华北联网高岭背靠背换流站夜间小方式送电功率可达到210万千瓦，有利于东北地区风电的消纳，输电能力和输电量达到设计预期。

2．电厂送出工程

（1）锦屏送出工程。本工程满足了锦屏一级6×60万千瓦机组、二级8×60万千瓦机组和官地4×60万千瓦机组电力送出的需要，工程所实现的功能定位与设计预期基本一致。该工程包括2012年投运的官地电站至月城变2回、月城变至换流站2回、锦屏二级至换流站2回和2013年投运的月城变至沐溪2回、锦屏一级至换流站3回、锦屏二级至南天2回，共计13回500kV线路。正常方式下，每个通道（2至3回线路）潮流在80至140万千瓦之间，调度运行控制功率每回线约250万千瓦，满足水电外送要求。2013年锦屏二级、官地电站外送电量230亿千瓦时、2014年锦屏一级、二级、官地电站外送电量470亿千瓦时。输电能力和输电量达到了设计预期。

（2）酒泉送出工程。本工程满足了酒泉风电基地一期风电项目的汇集和送出，同时还满足了地区负荷发展需求，提高了供电可靠性，工程所实现的功能定位与设计预期基本一致。工程中北大桥东风电、北大桥西风电、干河口西风电、干河口东风电、干河口北风电、桥湾风电、昌马风电330kV送出线路2013年输电量分别为2.0、11.4、9.9、10.19、8.4、11.2、14.68亿千瓦时，2014年输电量分别为1.84、9.7、8.41、8.48、7.46、10.2、15.7亿千瓦时，输电能力达到了设计预期。但受电力需求不足的影响，虽未出现因电网原因弃风限电的现象，但工程输电量低于设计预期。

（3）灰腾梁工程。本工程满足了灰腾梁地区12家风电场的汇集送出问题，风电能源的送出能力大幅提高，还提高了锡林郭勒及周边地区的供电可靠性，工程所实现的功能定位与设计预期基本一致。变电站2012年、2013年、2014年输电量分别为69.7、70.8、70.5亿千瓦时。2012年调度运行控制功率为64万千瓦，2013年第二台主变投产后，年调度运行控制功率为128万千瓦，变电站2012年、2013年、2014年实际最大输送功率分别为64.3、91.2、84.1万千瓦；年停运小时数分别为104.85、109.95、385.46小时，输电能力和输电量达到了设计预期。

3．网架加强工程

（1）黄坪工程。本工程加强了滇西北网架，为澜沧江等大型水电接入云南主网提供了汇集点，满足了“十二五”及中长期滇西北中小水电富裕容量及三江干流留存云南大型水电外送，同时还减轻了500千伏大理变供电压力，满足了大理州北部供电需要，工程所实现的功能定位与设计预期基本一致。工程中黄坪～仁和甲（乙）500千伏线路2013年、2014年最大输送功率均达到150万千瓦左右，年输送电量分别为48.3、41.5亿千瓦时；仁和～厂口甲（乙）线路500千伏线路2013年、2014年最大输送功率均达到300万千瓦，年输送电量分别为93.3、146亿千瓦时，较好的满足了滇西北地区水电汇集送出的需要，因此从汇集送出该地区水电的角度，该工程输电能力达到了设计预期。但黄坪变电站2013年、2014年年输电量仅为12.68、5.08亿千瓦时，输电量低于设计预期，主要原因是当地负荷发展低于预期。

（2）祯州工程。本工程有效加强了粤东电网与珠三角核心电网的联系，进一步拓宽了粤东电源送出通道，为平海电厂等大型电源项目电力安全、高效送出提供保障，有效满足粤东及珠三角地区电力负荷发展需要，工程所实现的功能定位与设计预期基本一致。工程中胪祯双回500千伏线路2012年至2014年输电量分别为71.9、89.5、63亿千瓦时，最大输送功率可达250万千瓦左右；祯宝双回500千伏线路2012年至2014年输电量分别为170.6、177.3、145.4亿千瓦时，最大输送功率接近400万千瓦，因此，从提升粤东电力送出能力的角度，该工程输电能力达到了设计预期。但祯州500千伏变电站2012年至2014年输电量仅为8.48、5.9、2.2亿千瓦时，输电量低于设计预期，主要原因是当地负荷发展低于预期。

（三）电价成本情况

电价成本分析主要包括对工程的测算电价与国家批复电价的对比,以及工程的成本费用分析。

1．电价情况

8项工程中只有锦苏直流工程及锦屏送出工程国家对其进行了电价核定，其余6项均没有电价批复。

《关于向上线和锦苏线±800千伏特高压直流示范工程输电价格的批复》（电监价财〔2013〕2号）对锦苏直流工程的输电价格进行了批复，锦苏直流工程的核定输电价格为0.0856元/千瓦时，输电损耗率为7%；锦屏送出工程的核定输电价格为0.0144元/千瓦时。

锦苏直流工程总投资199.28亿元，按照工程目前及未来年均输送电量330亿千瓦时计算，测得工程单位电量分摊电价为0.0946元/千瓦时，与国家批复电价基本持平。

锦屏送出工程总投资54.31亿元，按照工程目前及未来年均输送电量460亿千瓦时计算，测得工程单位电量分摊电价为0.0173元/千瓦时，与国家批复电价基本持平。

2．成本情况

电网工程的成本费用主要分为折旧费用、运维大修费用、财务费用、分摊总部管理费用等。

折旧费用按照电网企业的固定资产管理办法计提，本次调研的变电设备的折旧年限为12年，输电线路的折旧年限为20年。

运维大修费用目前是按照成本属性进行归集，在不同工程中进行分摊计算。分摊原则是变电工程根据固定资产原值的比例进行分摊，线路工程根据线路长度的比例进行分摊。8项工程年均运维费用均控制在投资总额的2.5%以内。

财务费用主要为工程建设贷款发生的利息费用，依据工程贷款额度和年限不同而不同。

分摊总部管理费用主要指电网企业总部分摊到跨区联网工程上的除折旧费用、运维大修费用、财务费用以外的管理成本费用，费用按照工程输电量占系统联网输电量的比例进行测算取得。8项工程中,高岭扩建工程、锦苏直流工程计列了该项费用,2014年两工程该项费用分别为13658.16万元和22139.69万元。

（四）工程建设与环境保护情况

1．工程建设情况

8项工程均如期建成投产。其中4项工程开工时间先于核准时间，其关键时间节点如下：

（1）灰腾梁工程 2013年6月核准，2013年9月批复初步设计。1号变2010年4月开工、2011年9月投产，2号变2013年4月开工、2013年9月投产。

（2）锦屏送出工程 2011年12月核准，2012年9月批复初步设计，2010年10月开工。

（3）黄坪工程 2011年12月核准，2013年批复初步设计。2011年3月开工，2013年5月投产。

（4）高岭扩建工程 2012年7月核准，2012年12月批复初步设计。2012年2月开工，2012年11月投产。

1项工程的建设规模与核准规模不符。灰腾梁工程核准规模为新建2组主变、1组高抗，实际建设规模为新建1组主变、搬迁1组主变及1组高抗。

2项工程投产短期内实施技改项目。黄坪变电站2013年投入运行，2014年新建1个值休楼。祯州变电站2011年投入运行，增建1个生产综合楼，多用地0.19公顷，2012年220千伏由双母线改造为双母双分段接线。基建与生产标准不统一，工程投产短期内实施技改项目，存在建成即改现象。

2．环境保护情况

8项工程中有3项工程严格履行了环保手续，但黄坪工程等5项工程投入正式运行后仍未取得环保验收意见。

（1）黄坪工程 2013年5月投产，截至2015年7月已完成环境保护验收调查和监测，因厂口变厂界噪声治理和仁和开关站排水系统正在整改中，尚未取得环保部门验收合格意见。

（2）祯州工程 2011年5੍