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》顯示
部分工程輸電效益未充分發揮 輸配電成本有待進一步降低
項目管理不夠規范等現象依然存在
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模或投資較高；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。
部分工程輸電效益未充分發揮、運行效率有待提升
《報告》指出，受到負荷預測偏高、市場供需變化較大、工程建設與電源發展不協調等問題影響，部分工程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。例如，浙福工程2015、2016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%；年利用小時數分別為314、334小時。
此外，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，導致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。據統計，2016年，哈鄭工程強迫能量不可用率0.18%，糯扎渡工程強迫能量不可用率0.3%，溪洛渡工程強迫能量不可用率0.3%，均高于0.061%的同期全國水平。為提升電網工程運行效率，《報告》建議，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，以避免工程實際投產后的低效運行。
同時，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。
部分工程建設方案制定有待完善，建設管理不夠規范
《報告》指出，個別直流接地級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。例如，溪洛渡工程、溪浙工程接地極與油氣管道距離較近，難以通過地理空間避讓的方式消除彼此干擾。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，導致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。
此外，由于部分工程智能變電站試點項目中的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，未發揮應有作用，國家電網公司已于2015年發文取消了330千伏及以上智能站的合并單元配置。目前，國家電網公司的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，整站拆除導致停電時間增長。
監管中發現，武川工程于2013年9月獲得核準，但于2012年5月就已開工建設。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，建設管理不夠規范，不利于輸配電網絡科學有序發展。
針對這些問題，《報告》指出，電網企業應加強與政府及行業間溝通協調，積極開展課題研究，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，并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。
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。
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。
部分工程容量電費比重偏高、產生不合理成本
監管中發現，由浙江、福建兩省聯網部分和浙江省內網架加強部分構成的浙福工程，容量電費比重偏高。該工程采用兩部制電價方式在華東全網收取電費，其中，容量電費為21.5億元/年、電量電費為20元/兆瓦時。由于工程使用效率低，浙福工程2015、2016年的電量電費僅占容量電費的1.49%、1.59%。
同時，部分工程未按《輸配電定價成本監審辦法（試行）》要求，存在單項突破核準規模或投資水平較高現象，由此產生的不合理成本，不應全額計入輸配電準許成本。例如，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，其中包括“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”等部分項目應進行輸配電成本的甄別。
為此，《報告》要求，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。
同時，為規范工程建設及運維成本管理，電網企業應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，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。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。
監管部門表示，《報告》發布后，將根據國家能源局監管職責，加強后續監管，督促電網企業盡快整改落實，促進提升電網工程的投資成效和運行實效。
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