近日，國家能源局印發《錦蘇直流等八項典型電網工程投資成效監管報告》（以下簡稱《報告》），從造價控制、運行實效、電價成本、工程建設與環境保護等方面對錦蘇直流等8項典型電網工程（其中跨省區聯網工程3項、電源送出工程3項、網架加強工程2項）自投產后至2015年6月的投資成效和運營情況進行了全面分析，指出七方面問題，提出五條監管意見。
　　
　　這8項工程具體為：四川錦屏至江蘇蘇南±800千伏特高壓直流輸電工程、錦屏梯級水電站500千伏送出工程、酒泉風電一期配套送出330千伏輸變電工程、新疆與西北主網聯網750千伏第二通道輸變電工程、東北華北聯網高嶺背靠背換流站擴建工程、云南黃坪500千伏輸變電工程、廣東禎州500千伏輸變電工程和內蒙古灰騰梁500千伏輸變電工程，涉及國家電網公司、南方電網公司和內蒙古電力公司三家電網企業。
　　
　　《報告》指出的七個方面的問題包括：一是新能源發展與既有電力規劃未能有效銜接，一定程度上影響了電網工程利用率；二是部分工程受端電力需求低于預期，項目功能未充分發揮；三是部分工程未批先建，工程建設管理需進一步規范；四是工程決算節余率偏大，工程造價精細化管理有待加強；五是成本核算與管理方式不利于輸配電價的準確核定，有待進一步規范；六是竣工決算和環保驗收滯后，基建程序執行不嚴格；七是個別工程設備備用水平超過核準規模，造成社會資源浪費。
　　
　　針對存在的問題，《報告》提出了五條監管意見。一是加強規劃銜接，促進網源協調發展；二是做好電力需求分析，提高負荷預測準確性；三是強化項目建設管理，嚴格執行相關管理辦法；四是實行工程投資精細化管理，加強全過程造價控制；五是調整成本核算方式，適應輸配電價改革要求。
　　
　　附：國家能源局監管公告2016年第8號（總第41號）

　　

　　
　　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《國家能源局關于印發2015年市場監管重點專項監管工作計劃的通知》（國能監管〔2015〕183號）的要求，2015年國家能源局組織開展錦蘇直流等8項典型電網工程投資成效監管工作。
　　
　　一、基本情況
　　
　　本次工作共選取了錦蘇直流等8項典型電網工程（工程名稱詳見附件1，文中均采用工程簡稱），其中跨省區聯網工程3項、電源送出工程3項、網架加強工程2項。在電網企業報送自查報告及相關工程信息的基礎上，我局組織相關派出機構、電力規劃設計總院、中國電力企業聯合會等有關單位對上述8項工程進行了現場核查，并從造價控制、運行實效、電價成本、工程建設與環境保護等方面對這8項工程自投產后至2015年6月的投資成效情況進行了全面分析（詳見附件2）。
　　
　　總的來看，8項工程造價控制均未出現超概算現象，但錦屏送出工程概算突破核準投資，大部分工程決算較概算節余率偏高；8項工程的功能定位均與設計預期基本一致，但西北二通道、酒泉送出、黃坪、禎州工程的輸電量低于設計預期；大部分工程的成本費用控制在合理范圍內，但現行的成本核算與管理方式不利于輸配電價的準確核定；8項工程均如期建成投產，但灰騰梁、錦屏送出、黃坪、高嶺擴建工程在獲得核準意見前已違規開工建設，錦蘇直流、高嶺擴建、黃坪、灰騰梁、錦屏送出工程在投產時方取得初步設計批復；大部分工程在建設施工中采取了有效的環保措施，但黃坪、禎州、錦屏送出、高嶺擴建、灰騰梁工程未取得環保部門驗收合格意見。
　　
　　二、存在問題
　　
　　（一）新能源發展與既有電力規劃未能有效銜接，一定程度上影響了電網工程利用率
　　
　　目前，部分地區新能源發展迅猛，快速改變了當地供電格局。有些地區未能充分考慮系統消納能力，且與既有電力規劃缺乏統籌協調，導致棄風棄光與電網設施閑置情況并存，部分既有電網工程利用率偏低。
　　
　　酒泉送出工程實現了酒泉風電基地一期電力的匯集和送出功能，但由于新能源發電裝機增長過快、消納能力不足，導致棄風棄光情況加劇、新能源外送電量下降，送出工程負荷率偏低。西北二通道、黃坪工程所在地的新能源裝機跨越式增長，一定程度滿足了地方負荷需求，客觀上減少了西北二通道、黃坪工程的輸電量，一定程度上影響電網工程利用率。
　　
　　專欄1
　　
　　2012～2014年, 酒泉送出工程所在的甘肅省風電裝機由634萬千瓦增長到1008萬千瓦，太陽能裝機從43萬千瓦增長到517萬千瓦，年均增長率分別為26%和247%，2014年甘肅省棄風率和棄光率分別為11%和37%，2015年上半年分別為37%和28%。
　　
　　2012～2014年，二通道工程受電側青海省風電裝機容量由2萬千瓦增長到32萬千瓦，太陽能裝機容量由136萬千瓦增長到411萬千瓦，年均增長率分別為300%和74%。新能源的快速增長一定程度上滿足了當地負荷需求，需從西北二通道受入電力的需求減小。
　　
　　黃坪工程于2013年投產，2014年隨著當地新增新能源約37萬千瓦并網投運，部分滿足了地方負荷需求，導致2014年黃坪變下網電量由2013年的12.68億千瓦時下降為5.08億千瓦時，同比降低59.94%。
　　
　　（二）部分工程受端電力需求低于預期，項目功能未充分發揮
　　
　　由于近年來國內經濟下行壓力較大，部分地區出現電力需求明顯低于預期的情況，但電網企業在工程建設中未能充分考慮并主動適應電力需求變化，導致部分項目功能發揮不充分。
　　
　　西北二通道工程與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構成了新疆與西北主網聯絡斷面,在其設計和運行階段均與一通道工程統一研究，兩者密不可分，在評價工程輸電能力等功能時需將兩個通道統一考慮。考慮到2013年的典型電網工程投資成效監管報告已專門評價了一通道工程，本次監管只選擇了西北二通道工程。)共同作為新疆與西北主網的聯絡通道，提高了新疆向西北主網的送電能力，增強了新疆電網的安全保障能力。但由于負荷發展低于預期，加上受電側青海省當地新能源發展迅速以及送電側新疆配套電源建設滯后，西北一、二通道工程外送斷面最大輸送功率不到設計預期的一半，2014年最大功率利用小時數僅為970小時。禎州、黃坪工程受當地實際用電需求遠低于預期影響，2014年主變最大功率利用小時數僅為221、677小時。
　　
　　專欄2
　　
　　西北一、二通道設計最大送電能力約400～500萬千瓦。工程投產后，青海省負荷發展低于預期，按可行性研究報告預測，青海省“十二五”前四年全社會用電量增長326億千瓦時，實際增長261.21億千瓦時，低于預期19.87%。加上青海省當地新能源發展迅速以及新疆配套電源建設滯后，致使2014年新疆外送斷面最大輸送功率僅為200萬千瓦，不到設計預期的一半。2014年累計輸送電量48.5億千瓦時，最大利用小時數僅為970小時。
　　
　　禎州工程所在的廣東惠州地區負荷發展也遠低于預期，按可行性研究報告預測，惠州市“十二五”前四年全社會用電量增長139.6億千瓦時，實際增長77.6億千瓦時，低于預期44.4%。導致2014年禎州工程主變下網電量為2.21億千瓦時，主變負載率僅為2.5%。黃坪工程由于規劃的電解鋁項目沒有建設，2013年主變下網電量為12.68億千瓦時，主變負載率僅為7.7%。
　　
　　（三）部分工程未批先建，工程建設管理需進一步規范
　　
　　灰騰梁、錦屏送出、黃坪、高嶺擴建等工程在獲得核準意見前已違規開工建設，其中灰騰梁工程于2013年6月獲得核準，但2010年4月已提前開工建設；錦蘇直流、高嶺擴建、黃坪、灰騰梁、錦屏送出等工程在投產時方取得初步設計批復，設計批復滯后不符合基本建設程序。一定程度反映出電網企業建設管理不夠規范，不利于國家對工程投資方向、建設方案和投資成效實施有效管理。
　　
　　（四）工程決算節余率偏大，工程造價精細化管理有待加強
　　
　　從決算較概算的節余率來看，1項工程控制在10%以內，其余7項節余率均在10%～20%，其中酒泉送出工程節余率達20.57%。投資節余的主要原因是工程量偏差較大以及設備材料價格發生變化，工程造價精細化管理有待加強。
　　
　　（五）成本核算與管理方式不利于輸配電價的準確核定，有待進一步規范
　　
　　目前電網企業的成本核算與管理方式存在以下問題，不利于輸配電價的準確核定：一是部分工程投產后短期內即實施技改，增加了電網的運營成本，如禎州工程投產當年增建一座生產綜合樓，次年改變接線方式，增加三臺220千伏斷路器；黃坪工程投產次年增建一座值休樓。二是目前電網工程的運維成本是按照成本屬性的方式核算，未分電壓等級歸集，輸配電價核定難度較大，只能通過分攤的方式計算，無法保證其真實性和準確性。
　　
　　（六）竣工決算和環保驗收滯后，基建程序執行不嚴格
　　
　　原能源部《電力發、送、變電工程基本建設項目竣工決算報告編制規程（試行）》（能源經〔1992〕960號）明確要求電網工程投產后6個月內應完成竣工決算編制。黃坪、錦屏送出、灰騰梁等工程投產已有2至3年，仍未完成竣工決算，在建工程轉固定資產完成嚴重滯后。
　　
　　按照環保總局2001年印發的《建設項目竣工環境保護驗收管理辦法》（國家環境保護總局令 第13號）規定，建設單位工程試生產3個月內應提交環保驗收申請。黃坪、禎州、錦屏送出、高嶺擴建、灰騰梁等工程投產已有2至4年，至今仍未完成竣工環保驗收。
　　
　　（七）個別工程設備備用水平超過核準規模，造成社會資源浪費
　　
　　錦蘇直流工程在以招投標方式確定了核準規模的備用換流變壓器的情況下，又在送受端換流站增放了3臺備用換流變壓器。增加的備用換流變壓器由國家電網公司直屬產業單位山東電工電氣集團有限公司提供，建設期市場價值約1.4億元，工程決算中未含上述資金。從運行實際情況看，這3臺設備從未掛網運行，造成社會資源浪費，并增加了運行維護成本。
　　
　　三、監管意見
　　
　　（一）加強規劃銜接，促進網源協調發展
　　
　　針對新能源發展與電力規劃不協調、不適應的問題，建議進一步加強網源等規劃的有效銜接，做好電力供應與需求的統籌規劃，協調好不同類型電源的建設時序，做好新能源規劃與常規能源規劃、電網規劃與電源規劃、國家能源規劃與地方能源規劃的有效銜接，在新能源有序發展的同時，利用好既有電網設施，促進電網安全穩定運行。
　　
　　（二）做好電力需求分析，提高負荷預測準確性
　　
　　電網企業應做好電力需求分析相關工作、提高電力需求預測準確性，根據供需變化及送受端電源建設投產情況，及時提出工程建設規模及投產時機調整方案報原核準部門批復后實施，保障并提升設備利用效率。
　　
　　（三）強化項目建設管理，嚴格執行相關管理辦法
　　
　　針對部分項目未批先建、竣工決算和環境保護驗收滯后、設備備用水平超出核準規模等問題，電網企業應進一步加強項目管理，規范工程基建程序，嚴格執行項目核準文件以及竣工決算和環境保護驗收相關管理辦法。
　　
　　（四）實行工程投資精細化管理，加強全過程造價控制
　　
　　針對工程存在投資節余較大的問題，電網企業應進一步加強估、概算編制精度，實行工程投資精細化管理，杜絕出現在建工程形成固定資產滯后情況，提高造價管理水平，做好全過程造價控制。
　　
　　（五）調整成本核算方式，適應輸配電價改革要求
　　
　　按照輸配電價改革要求，遵循“準許成本加合理收益”的原則，電網企業應加強成本管理、改進成本核算方式，對于輸配電成本應分電壓等級、分項目進行歸并核定，以適應輸配成本核算要求。同時，應進一步提升電網技改大修等項目的管理水平，提高企業運營效益。