國家能源局發(fā)布《德寶直流等10項典型電網(wǎng)工程投資成效監(jiān)管報告》顯示：

總體運行實效符合預(yù)期 個別工程利用小時數(shù)偏低

????國家能源局日前發(fā)布《德寶直流等10項典型電網(wǎng)工程投資成效監(jiān)管報告》(以下簡稱“《報告》”)，全面分析了10項典型電網(wǎng)工程從投產(chǎn)至2013年底的投資成效情況。

????《報告》指出，10項工程造價控制均未出現(xiàn)超概算現(xiàn)象，多數(shù)工程運行實效符合預(yù)期、環(huán)保措施執(zhí)行到位，但個別工程存在突破核準投資、利用率偏低、輸電能力受限、未嚴格履行環(huán)評手續(xù)等問題。

5項工程決算較概算節(jié)余超10%，2項工程決算超過核準投資

????據(jù)《報告》，此次專項監(jiān)管涉及的10項電網(wǎng)工程造價控制未出現(xiàn)超概算現(xiàn)象。

????受工程建設(shè)過程中設(shè)備材料價格回落等因素影響，±500千伏葛滬直流綜合改造工程、內(nèi)蒙古臨河北500千伏輸變電工程、西寧-格爾木電氣化鐵路供電330千伏輸變電工程、山西左權(quán)電廠送出工程、±500千伏德寶直流工程決算投資較批準概算投資節(jié)余皆超過10%。

????然而，通過專項監(jiān)管發(fā)現(xiàn)，有2項工程決算投資超過核準投資。一是±500千伏海南聯(lián)網(wǎng)I回工程決算比核準投資增加93%，主要原因是海底電纜購置費以及后續(xù)保護費用增加。二是鄂贛第三回500千伏聯(lián)絡(luò)線工程決算比核準投資增加3%。主要原因是為滿足2008年抗冰災(zāi)差異化改造要求增加了投資。對此問題，《報告》建議，建立工程造價分析動態(tài)調(diào)整機制，提高造價控制水平。

????《報告》還提及，隨著國內(nèi)高壓直流工程增多，國內(nèi)設(shè)備制造商積累了高壓設(shè)備制造經(jīng)驗,研發(fā)能力和設(shè)計水平普遍提高?！?00千伏葛滬直流綜合改造工程、±500千伏德寶直流工程的主要設(shè)備國產(chǎn)化比例大幅提高，為工程建設(shè)節(jié)約了投資，降低了工程造價水平。

????需要特別關(guān)注的是，《報告》披露了個別工程取得核準文件后調(diào)整工程規(guī)模，未及時上報核準部門的問題。

????例如，西寧-格爾木電氣化鐵路供電330千伏輸變電工程在取得政府部門核準后，工程實施過程中，由于工程外部條件發(fā)生變化，國網(wǎng)青海公司調(diào)整了項目規(guī)模，但未以書面形式報告核準部門。

????對此，《報告》指出，電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)嚴格落實核準文件，避免項目未核先建、批建不一情況發(fā)生，確保能源項目建設(shè)規(guī)范有序。

?2項工程存在輸電能力受限、利用率偏低問題

????據(jù)《報告》，從工程投產(chǎn)至2013年底的輸電能力和年輸電量來看，10項工程中7項達到設(shè)計預(yù)期。

????具體包括：±500千伏葛滬直流綜合改造工程、山西左權(quán)電廠500千伏送出工程、金安橋水電站送出工程、內(nèi)蒙古臨河北500千伏輸變電工程、西寧-格爾木電氣化鐵路供電330千伏輸變電工程、鄂贛第三回500千伏聯(lián)絡(luò)線工程、德宏-博尚-玉溪500千伏輸變電工程。

????另外，《報告》分析指出，±500千伏德寶直流工程年輸電量和利用小時數(shù)總體上達到設(shè)計預(yù)期，但華中送西北電量偏少，輸電能力未達到設(shè)計預(yù)期。

????《報告》還指出，晉東南-南陽-荊門1000千伏交流示范工程及擴建工程（2011年12月16日正式投入運行）最大輸電能力可達設(shè)計預(yù)期，但工程利用小時數(shù)偏低。

????據(jù)悉，2012、2013年實際調(diào)度運行最大輸電功率為500萬千瓦，輸電量分別為133.11、123.34億千瓦時，年利用小時數(shù)分別為2662、2467小時，工程利用小時數(shù)較低。

????此外，海南聯(lián)網(wǎng)Ⅰ回工程因其主要意義為提高電網(wǎng)運行的安全可靠性，不宜從輸電能力和輸電量角度評價其運行實效。

????《報告》同時剖析了影響電網(wǎng)運行實效的幾個重要因素：

????一是區(qū)內(nèi)電網(wǎng)存在瓶頸，部分跨區(qū)聯(lián)網(wǎng)工程功能未能充分發(fā)揮。據(jù)《報告》，±500千伏德寶直流工程夏季華中送西北輸送能力最大為150萬千瓦，低于設(shè)計預(yù)期（300萬千瓦），主要原因便是西北電網(wǎng)內(nèi)部存在330千伏輸電斷面過載。

????二是受枯水期水量制約，部分水電配套送出工程利用率偏低。例如±500千伏葛滬直流綜合改造工程，其2012年、2013年工程年利用小時數(shù)為2985、2186小時，雖已滿足將三峽地下電站所發(fā)電力送往華東電網(wǎng)消納的設(shè)計預(yù)期，但工程利用率偏低。

????三是電廠與送出工程投產(chǎn)時序協(xié)調(diào)，可避免電廠“窩電”或送出線路利用率低，有利于保障電廠及送出工程高利用率。

建議建立合理的電價調(diào)整機制

????《報告》分析指出，按實際輸電量和預(yù)計年輸電量測算，跨省區(qū)聯(lián)網(wǎng)和電廠送出工程中多數(shù)工程電價低于國家批復(fù)電價。

????以±500千伏德寶直流工程為例。該工程執(zhí)行兩部制電價,國家批復(fù)價格以前,按照報備的價格水平執(zhí)行,容量電價81.38元/千瓦?年，電量電價27.12元/千千瓦時；自2012年2月15日起，按照國家批復(fù)價格執(zhí)行，容量電價70.64元/千瓦?年，電量電價31元/千千瓦時。

????該工程總投資47.69億元，按照工程實際輸電量和未來預(yù)計年輸電量測算電價，預(yù)計工程未來年輸電量130億千瓦時，容量電價按照國家批復(fù)價格計算，測得工程單位電量分攤電價為28.66元/千千瓦時，低于國家批復(fù)電價。

????同時，部分工程仍存在測算電價高于國家批復(fù)電價的情況。如晉東南-南陽-荊門1000千伏交流示范工程國家批復(fù)電量電價44.7元/千千瓦時，而測算分攤電價為53.16元/千千瓦時，高于國家的批復(fù)電價。

????《報告》建議，建立合理的電價調(diào)整機制，對國家批復(fù)輸電價格的跨區(qū)工程，要加強工程成本和收入的定期監(jiān)管，適時對批復(fù)價格進行動態(tài)調(diào)整；對送出工程和網(wǎng)架加強工程，要定期梳理產(chǎn)業(yè)鏈上下游價格、緩解價格矛盾;對聯(lián)網(wǎng)備用工程，要按照“誰使用、誰承擔(dān)”的原則建立合理分攤費用的投資回收機制。

建議合理歸集單項輸變電工程運維費用

????《報告》指出，目前部分電網(wǎng)企業(yè)對輸電工程采取屬地化為主的運維管理方式，供電企業(yè)同時承擔(dān)著不同電壓等級工程的運維工作，厘清單項輸變電工程的實際運維成本難度較大。

????對此，《報告》認為，電網(wǎng)運維成本的細化有待進一步加強，電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)加強成本精細化管理，梳理項目運行成本，合理歸集運維費用，為成本分析和效益測算提供依據(jù)。

項目環(huán)評與工程設(shè)計銜接有待加強

????據(jù)悉，10項電網(wǎng)工程在設(shè)計、施工、建設(shè)等方面均采取了有效措施，基本落實了環(huán)境保護和水土保持的要求。大多數(shù)工程生態(tài)環(huán)境、電磁環(huán)境、聲環(huán)境、水環(huán)境等指標滿足現(xiàn)行相關(guān)標準限值要求，達到設(shè)計預(yù)期。

????但《報告》分析指出，目前，個別工程可研深度不夠，環(huán)評措施的預(yù)見性和準確性較差，導(dǎo)致工程竣工后環(huán)保驗收不達標。與此同時，部分項目未嚴格履行環(huán)評相關(guān)政策，部分工程未取得環(huán)評部門驗收合格意見投入正式運行，竣工環(huán)境保護驗收管理有待加強。

????例如，青海西寧-格爾木電氣化鐵路供電330千伏輸變電工程竣工后沒有及時組織環(huán)境保護驗收調(diào)查。

????對此問題，《報告》指出，需加強電網(wǎng)項目環(huán)境影響評價與工程設(shè)計的銜接，在電網(wǎng)項目初設(shè)及施工圖階段引入環(huán)評措施復(fù)核機制，若與可研階段有較大差異，項目建設(shè)單位應(yīng)及時與環(huán)保部門溝通，采取相應(yīng)的調(diào)整措施，以避免工程竣工后環(huán)保驗收不達標。