国家能源局发布《德宝直流等10项典型电网工程投资成效监管报告》显示：

总体运行实效符合预期 个别工程利用小时数偏低

    国家能源局日前发布《德宝直流等10项典型电网工程投资成效监管报告》(以下简称“《报告》”)，全面分析了10项典型电网工程从投产至2013年底的投资成效情况。

    《报告》指出，10项工程造价控制均未出现超概算现象，多数工程运行实效符合预期、环保措施执行到位，但个别工程存在突破核准投资、利用率偏低、输电能力受限、未严格履行环评手续等问题。

5项工程决算较概算节余超10%，2项工程决算超过核准投资

    据《报告》，此次专项监管涉及的10项电网工程造价控制未出现超概算现象。

    受工程建设过程中设备材料价格回落等因素影响，±500千伏葛沪直流综合改造工程、内蒙古临河北500千伏输变电工程、西宁-格尔木电气化铁路供电330千伏输变电工程、山西左权电厂送出工程、±500千伏德宝直流工程决算投资较批准概算投资节余皆超过10%。

    然而，通过专项监管发现，有2项工程决算投资超过核准投资。一是±500千伏海南联网I回工程决算比核准投资增加93%，主要原因是海底电缆购置费以及后续保护费用增加。二是鄂赣第三回500千伏联络线工程决算比核准投资增加3%。主要原因是为满足2008年抗冰灾差异化改造要求增加了投资。对此问题，《报告》建议，建立工程造价分析动态调整机制，提高造价控制水平。

    《报告》还提及，随着国内高压直流工程增多，国内设备制造商积累了高压设备制造经验,研发能力和设计水平普遍提高。±500千伏葛沪直流综合改造工程、±500千伏德宝直流工程的主要设备国产化比例大幅提高，为工程建设节约了投资，降低了工程造价水平。

    需要特别关注的是，《报告》披露了个别工程取得核准文件后调整工程规模，未及时上报核准部门的问题。

    例如，西宁-格尔木电气化铁路供电330千伏输变电工程在取得政府部门核准后，工程实施过程中，由于工程外部条件发生变化，国网青海公司调整了项目规模，但未以书面形式报告核准部门。

    对此，《报告》指出，电网企业应严格落实核准文件，避免项目未核先建、批建不一情况发生，确保能源项目建设规范有序。

 2项工程存在输电能力受限、利用率偏低问题

    据《报告》，从工程投产至2013年底的输电能力和年输电量来看，10项工程中7项达到设计预期。

    具体包括：±500千伏葛沪直流综合改造工程、山西左权电厂500千伏送出工程、金安桥水电站送出工程、内蒙古临河北500千伏输变电工程、西宁-格尔木电气化铁路供电330千伏输变电工程、鄂赣第三回500千伏联络线工程、德宏-博尚-玉溪500千伏输变电工程。

    另外，《报告》分析指出，±500千伏德宝直流工程年输电量和利用小时数总体上达到设计预期，但华中送西北电量偏少，输电能力未达到设计预期。

    《报告》还指出，晋东南-南阳-荆门1000千伏交流示范工程及扩建工程（2011年12月16日正式投入运行）最大输电能力可达设计预期，但工程利用小时数偏低。

    据悉，2012、2013年实际调度运行最大输电功率为500万千瓦，输电量分别为133.11、123.34亿千瓦时，年利用小时数分别为2662、2467小时，工程利用小时数较低。

    此外，海南联网Ⅰ回工程因其主要意义为提高电网运行的安全可靠性，不宜从输电能力和输电量角度评价其运行实效。

    《报告》同时剖析了影响电网运行实效的几个重要因素：

    一是区内电网存在瓶颈，部分跨区联网工程功能未能充分发挥。据《报告》，±500千伏德宝直流工程夏季华中送西北输送能力最大为150万千瓦，低于设计预期（300万千瓦），主要原因便是西北电网内部存在330千伏输电断面过载。

    二是受枯水期水量制约，部分水电配套送出工程利用率偏低。例如±500千伏葛沪直流综合改造工程，其2012年、2013年工程年利用小时数为2985、2186小时，虽已满足将三峡地下电站所发电力送往华东电网消纳的设计预期，但工程利用率偏低。

    三是电厂与送出工程投产时序协调，可避免电厂“窝电”或送出线路利用率低，有利于保障电厂及送出工程高利用率。

建议建立合理的电价调整机制

    《报告》分析指出，按实际输电量和预计年输电量测算，跨省区联网和电厂送出工程中多数工程电价低于国家批复电价。

    以±500千伏德宝直流工程为例。该工程执行两部制电价,国家批复价格以前,按照报备的价格水平执行,容量电价81.38元/千瓦•年，电量电价27.12元/千千瓦时；自2012年2月15日起，按照国家批复价格执行，容量电价70.64元/千瓦•年，电量电价31元/千千瓦时。

    该工程总投资47.69亿元，按照工程实际输电量和未来预计年输电量测算电价，预计工程未来年输电量130亿千瓦时，容量电价按照国家批复价格计算，测得工程单位电量分摊电价为28.66元/千千瓦时，低于国家批复电价。

    同时，部分工程仍存在测算电价高于国家批复电价的情况。如晋东南-南阳-荆门1000千伏交流示范工程国家批复电量电价44.7元/千千瓦时，而测算分摊电价为53.16元/千千瓦时，高于国家的批复电价。

    《报告》建议，建立合理的电价调整机制，对国家批复输电价格的跨区工程，要加强工程成本和收入的定期监管，适时对批复价格进行动态调整；对送出工程和网架加强工程，要定期梳理产业链上下游价格、缓解价格矛盾;对联网备用工程，要按照“谁使用、谁承担”的原则建立合理分摊费用的投资回收机制。

建议合理归集单项输变电工程运维费用

    《报告》指出，目前部分电网企业对输电工程采取属地化为主的运维管理方式，供电企业同时承担着不同电压等级工程的运维工作，厘清单项输变电工程的实际运维成本难度较大。

    对此，《报告》认为，电网运维成本的细化有待进一步加强，电网企业应加强成本精细化管理，梳理项目运行成本，合理归集运维费用，为成本分析和效益测算提供依据。

项目环评与工程设计衔接有待加强

    据悉，10项电网工程在设计、施工、建设等方面均采取了有效措施，基本落实了环境保护和水土保持的要求。大多数工程生态环境、电磁环境、声环境、水环境等指标满足现行相关标准限值要求，达到设计预期。

    但《报告》分析指出，目前，个别工程可研深度不够，环评措施的预见性和准确性较差，导致工程竣工后环保验收不达标。与此同时，部分项目未严格履行环评相关政策，部分工程未取得环评部门验收合格意见投入正式运行，竣工环境保护验收管理有待加强。

    例如，青海西宁-格尔木电气化铁路供电330千伏输变电工程竣工后没有及时组织环境保护验收调查。

    对此问题，《报告》指出，需加强电网项目环境影响评价与工程设计的衔接，在电网项目初设及施工图阶段引入环评措施复核机制，若与可研阶段有较大差异，项目建设单位应及时与环保部门沟通，采取相应的调整措施，以避免工程竣工后环保验收不达标。