近日，國家能源（yuán）局發布《浙福特高壓交流（liú）等（děng）十項（xiàng）典型電網工程投資成（chéng）效監管（guǎn）報告》（以下（xià）簡稱《報告》），從規（guī）劃落實、運行實效、投資效益等方麵對浙福特高壓交流等10項典型電網工程從投（tóu）產至2017年6月的投資成效情（qíng）況進行了*分析（xī），並對往年檢查過的部分直流工程進行“回頭看”。

這10項典（diǎn）型電網工程具體為：浙北～福州特高壓交流輸變電工（gōng）程、哈密南－鄭州±800kV特高（gāo）壓直流輸電工程（chéng）、溪洛（luò）渡左岸-浙江金華±800kV特高壓直流輸電工程、糯（nuò）紮渡電站送電廣東±800kV特高（gāo）壓直流輸（shū）電工程、蘭州東～天水～寶（bǎo）雞750kV雙（shuāng）回（huí）輸變電工程、溪（xī）洛渡電站送電廣（guǎng）東±500kV直流輸電（diàn）工程、民勤紅沙崗風電基地330kV送出工程、唐（táng）山樂亭500kV輸變電工程、內蒙古武川～察右（yòu）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（jiā）電網公司、南方電網公司和內（nèi）蒙古電（diàn）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（chū），在所檢（jiǎn）查的10項典型電（diàn）網工（gōng）程中，大部分工程實現（xiàn）了設計預期的功能，運行情況總（zǒng）體良好，但部（bù）分工程輸電量（liàng）偏低（dī）、輸電損（sǔn）耗偏高、部分可靠（kào）性指標略（luè）低於*平均（jun1）水平；全部工（gōng）程造價均未超核準（zhǔn）投資，但部分工程單項突破核準規模（mó）或投資較高；大部分工程建設程序合理，個別工（gōng）程在獲（huò）得核準意見前（qián）已違規（guī）開工建設。同時，7項“回頭看”工程總體運行良好，運行效（xiào）益逐步穩定，但大部分直流工（gōng）程平均利用小時數不（bú）足5000小時。

部分（fèn）工程輸電效益未充分發揮、運行效率有待提升

《報（bào）告》指出，受到（dào）負荷預測偏高（gāo）、市場（chǎng）供需變化較大、工程（chéng）建設與電（diàn）源發展不協調等問題影響，部分工（gōng）程投運後*大輸電功率一（yī）直未達預期，輸電能力發揮不充分（fèn），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（hé）3.8%；年利（lì）用小時數分（fèn）別為314、334小時。

此外，哈鄭、溪浙、糯紮渡、溪洛渡工程出現部分閥組強迫停（tíng）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於*平均水平（píng），運（yùn）行效率有待進一步（bù）提升。據統計（jì），2016年，哈鄭工程強迫能量（liàng）不（bú）可用率0.18%，糯紮（zhā）渡工程強迫能量不可用（yòng）率（lǜ）0.3%，溪（xī）洛渡工程強迫能量不可（kě）用率0.3%，均高於0.061%的同期*水平。為提升電網工程運行效（xiào）率，《報告》建議，電網企業應在總結有關重大工程經驗基礎上，*科學做好新（xīn）建項目前期可行性論證工作。特別是結合國民經（jīng）濟和地方發（fā）展實情認真（zhēn）做好負荷預測工作，科（kē）學分（fèn）析電磁環網對電網穩定（dìng）和（hé）輸電能力的影響，*論證重大工程落點對送受端網架的衝擊，充（chōng）分論述工程投運後麵臨的風險和瓶頸，客觀（guān）評估工程投運後實際能達到的輸（shū）送能力，以（yǐ）避免工程實際投（tóu）產後的低效運行。

同時，電網企業應（yīng）加（jiā）強在（zài）運（yùn）直流工程的強（qiáng）迫停運原因分析總結，針對（duì）共性問題（tí）提出解決方案。提高直流工程的運（yùn）維管理能力，*直流工程運行控製策略，降低工程強（qiáng）迫能量不可用（yòng）率，*工程可靠性（xìng）指（zhǐ）標，不斷提升工程運行實效（xiào）。

部分（fèn）工程建設方案製定有待*，建設管理不夠規範（fàn）

《報告》指出，個（gè）別直流接（jiē）地級工程（chéng）存在建設過程（chéng）中方案多次調整、建成運行（háng）後與油氣管道工程相（xiàng）互影響等問題，導致相關電源送出受（shòu）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（chéng）接（jiē）地（dì）極與油（yóu）氣管道距離較近，難以通過地理空間避讓的方式消除彼此（cǐ）幹擾。為控製故障後接地極入地電流對油氣管網的影響，需限製接地極運行方式，快（kuài）速壓減40%~60%的直流功率，導致短時輸電能力明顯下降，係統調控難度和風險相應大幅（fú）增加。

此（cǐ）外，由於部分工（gōng）程智能變（biàn）電站試點（diǎn）項目中的合並單元等智能化關鍵設備（bèi）存在質量和運行可（kě）靠性不高等問題，未發揮（huī）應有作用，國家電（diàn）網公司已於2015年發文（wén）取消了330千伏及以上智能站的合並單元配置。目前，國家電網公司的新建智能變電站（zhàn）已停用或減少使用這些設備（bèi），已投產的變電站也在計劃整改中，整站拆除導致停電（diàn）時間增長。

監管中發（fā）現，武川工程於2013年9月獲得核準，但於2012年5月（yuè）就已開工建設。該工程在未獲得政府核準的情況下提前（qián）開工建設，不符合國家和行業政策，建設管理不夠規（guī）範，不利於輸配電網絡科學有序發（fā）展。

針對這些問題，《報告》指出，電網企（qǐ）業應加強與政府及行業（yè）間溝通協調，積極開展課題研究，深入分析並妥善解決直流工（gōng）程與油氣管道的交叉影（yǐng）響等（děng）問（wèn）題，並加強工程（chéng）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，*工（gōng）程按（àn）期投產，*可靠、經濟*運行。

規（guī）範電網工程建設成本參考標準，合（hé）理控製工程建設規格。充分總結經驗，加強對智能變電站試點等新（xīn）技術（shù）研究（jiū），遵循“技（jì）術攻關一批（pī）、試驗示範一批、推廣應用一批”的原則（zé），待示範成熟再推廣應用。

加（jiā）強對工程建設規模、工期（qī）進（jìn）度、設（shè）計方案、招標采購等內容合法合規性的（de）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，規範工程建設程（chéng）序，不斷*項目管（guǎn）理體係。

部分工程容量電費比重偏高、產生不合理成本

監管中發現（xiàn），由浙江、福建兩省聯網部分和浙江省內網架加（jiā）強部分構成的浙福工程（chéng），容量電費比重偏（piān）高。該工程采用兩部製電價方式在華東*收取電費，其中，容（róng）量電費為21.5億（yì）元/年、電量電費（fèi）為20元/兆（zhào）瓦時（shí）。由於工程（chéng）使用效率低，浙福工程2015、2016年的電量電費僅占容量電（diàn）費的1.49%、1.59%。

同時，部分工程（chéng）未按《輸配電（diàn）定價成本監（jiān）審辦法（試行）》要求，存在單項突破核準規模（mó）或投資水平較高現象，由此產生的不合理成本，不應全額（é）計入輸配（pèi）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“設備質量控製方法及體係研究（jiū）費”、“輸電關鍵技術科（kē）普宣傳方案研究費”等部分項目（mù）應進行（háng）輸配電成本的甄別。

為此，《報告》要（yào）求，電網企業在工程前期論證（zhèng）時應按照輸配電價相（xiàng）關（guān）政策（cè）科學（xué）研（yán）究投資的回收方式，降低投資風險，提高（gāo）投資效益。

同時，為規範工程（chéng）建設及運維成（chéng）本（běn）管理，電網企業應嚴格論證工程建設中存（cún）在多種形式（shì）的附屬費（fèi）用的必要性（xìng）和投（tóu）資回收方式，及時總結工程實施後的運行成效和（hé）投資決算情況，有效降低輸配電（diàn）成本。按照現行的輸配（pèi）電價核定原則（zé），為電網工程單獨設立工程（chéng）運維成本台賬，按電壓等級和工程合理分割（gē）運維成本，提升工程管（guǎn）理水平（píng），便於輸配電成本核定。

監（jiān）管部門表示，《報告》發布後，將根據國家能源局監管（guǎn）職責，加強後續監管，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。