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國家能源局日前發布《德寶直流等10項典型電網工程投資成效監管報告》(以下簡稱“《報告》”)，全面分析了10項典型電網工程從投產至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超概算現象，多數工程運行實效符合預期、環保措施執行到位，但個別工程存在突破核準投資、利用率偏低、輸電能力受限、未嚴格履行環評手續等問題。
5項工程決算較概算節余超10，2項工程決算超過核準投資
據《報告》，此次專項監管涉及的10項電網工程造價控制未出現超概算現象。
受工程建設過程中設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余皆超過10。
然而，通過專項監管發現，有2項工程決算投資超過核準投資。一是±500千伏海南聯網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保護費用增加。二是鄂贛第三回500千伏聯絡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調整機制，提高造價控制水平。
《報告》還提及，隨著國內高壓直流工程增多，國內設備制造商積累了高壓設備制造經驗,研發能力和設計水平普遍提高。±500千伏葛滬直流綜合改造工程、±500千伏德寶直流工程的主要設備國產化比例大幅提高，為工程建設節約了投資，降低了工程造價水平。
需要特別關注的是，《報告》披露了個別工程取得核準文件后調整工程規模，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生變化，國網青海公司調整了項目規模，但未以書面形式報告核準部門。
對此，《報告》指出，電網企業應嚴格落實核準文件，避免項目未核先建、批建不一情況發生，確保能源項目建設規范有序。
2項工程存在輸電能力受限、利用率偏低問題
據《報告》，從工程投產至2013年底的輸電能力和年輸電量來看，10項工程中7項達到設計預期。
具體包括：±500千伏葛滬直流綜合改造工程、山西左權電廠500千伏送出工程、金安橋水電站送出工程、內蒙古臨河北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500千伏聯絡線工程、德宏-博尚-玉溪500千伏輸變電工程。
《報告》還提及，隨著國內高壓直流工程增多，國內設備制造商積累了高壓設備制造經驗,研發能力和設計水平普遍提高。±500千伏葛滬直流綜合改造工程、±500千伏德寶直流工程的主要設備國產化比例大幅提高，為工程建設節約了投資，降低了工程造價水平。
需要特別關注的是，《報告》披露了個別工程取得核準文件后調整工程規模，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生變化，國網青海公司調整了項目規模，但未以書面形式報告核準部門。
對此，《報告》指出，電網企業應嚴格落實核準文件，避免項目未核先建、批建不一情況發生，確保能源項目建設規范有序。
2項工程存在輸電能力受限、利用率偏低問題
據《報告》，從工程投產至2013年底的輸電能力和年輸電量來看，10項工程中7項達到設計預期。
具體包括：±500千伏葛滬直流綜合改造工程、山西左權電廠500千伏送出工程、金安橋水電站送出工程、內蒙古臨河北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500千伏聯絡線工程、德宏-博尚-玉溪500千伏輸變電工程。
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為2985、2186小時，雖已滿足將三峽地下電站所發電力送往華東電網消納的設計預期，但工程利用率偏低。
三是電廠與送出工程投產時序協調，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整機制
《報告》分析指出，按實際輸電量和預計年輸電量測算，跨省區聯網和電廠送出工程中多數工程電價低于國家批復電價。
以±500千伏德寶直流工程為例。該工程執行兩部制電價,國家批復價格以前,按照報備的價格水平執行,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，按照國家批復價格執行，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計年輸電量測算電價，預計工程未來年輸電量130億千瓦時，容量電價按照國家批復價格計算，測得工程單位電量分攤電價為28.66元/千千瓦時，低于國家批復電價。
同時，部分工程仍存在測算電價高于國家批復電價的情況。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，高于國家的批復電價。
《報告》建議，建立合理的電價調整機制，對國家批復輸電價格的跨區工程，要加強工程成本和收入的定期監管，適時對批復價格進行動態調整;對送出工程和網架加強工程，要定期梳理產業鏈上下游價格、緩解價格矛盾;對聯網備用工程，要按照“誰使用、誰承擔”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，目前部分電網企業對輸電工程采取屬地化為主的運維管理方式，供電企業同時承擔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，電網運維成本的細化有待進一步加強，電網企業應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。
項目環評與工程設計銜接有待加強
據悉，10項電網工程在設計、施工、建設等方面均采取了有效措施，基本落實了環境保護和水土保持的要求。大多數工程生態環境、電磁環境、聲環境、水環境等指標滿足現行相關標準限值要求，達到設計預期。
但《報告》分析指出，目前，個別工程可研深度不夠，環評措施的預見性和準確性較差，導致工程竣工后環保驗收不達標。與此同時，部分項目未嚴格履行環評相關政策，部分工程未取得環評部門驗收合格意見投入正式運行，竣工環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境保護驗收調查。
對此問題，《報告》指出，需加強電網項目環境影響評價與工程設計的銜接，在電網項目初設及施工圖階段引入環評措施復核機制，若與可研階段有較大差異，項目建設單位應及時與環保部門溝通，采取相應的調整措施，以避免工程竣工后環保驗收不達標。
