为促进电网工程前期科学论证规划，进一步提升电网工程投资成效，提高电网工程运行实效，2014年下半年以来，国家能源局组织开展典型电网工程投资成效监管工作。
一、基本情况
本次工作共选取了典型电网工程10项(详见附表)，其中跨省区联网工程4项、电厂送出工程2项、满足负荷需要工程2项、网架加强工程2项。在电网企业报送自查报告及相关工程信息的基础上，我局组织相关派出机构、电力规划设计总院、中国电力企业联合会等有关单位对上述10项工程进行了现场核查，从造价控制、运行实效、经济效益、环境保护等方面对这10项工程投产至2013年底的投资成效情况进行了定性和定量的分析 。
总的来看，工程造价控制未出现超概算现象，但部分工程存在突破核准投资或决算较概算节余较多的情况;多数工程运行实效符合预期，晋东南-南阳-荆门1000千伏交流示范及扩建工程、±500千伏德宝直流工程存在工程利用率偏低、输电能力受限等问题;跨省区联网工程和电厂送出工程中多数电网工程按实际输电量和预计年输电量测算电价低于国家批复电价，海南联网Ⅰ回等2项工程测算电价高于国家批复电价;多数工程环境保护措施执行到位、效果较好，西宁—格尔木电气化铁路供电330千伏输变电工程等2项工程未严格履行国家环保部门的环评手续，内蒙古临河北500千伏输变电工程声环境环保验收不达标。(详见附件)
二、存在问题
1.个别工程在取得核准文件后调整工程规模，未及时上报核准部门
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。
专栏
国家发改委以《国家发展改革委关于青海格尔木-甘森等2项330千伏输变电工程项目核准的批复》(发改能源〔2011〕1127号文)核准了西宁-格尔木电气化铁路供电330千伏输变电工程，主要为满足兰州东-西宁-格尔木电气化铁路青海省境内区段的可靠供电，加强青海主网向海西电网的送电断面，兼顾地区负荷供电。工程实施过程中，考虑到日月山-海西-柴达木750千伏输变电工程已在建，工程投运后海西与青海主网之间形成了2回330千伏线路和2回750千伏线路，青海主网向海西电网的送电能力能够满足要求，国网青海省电力公司调整了工程线路建设规模，其中，泉吉~巴音段330千伏线路工程核准规模273.5千米，仅实施巴音~乌兰段126千米;明珠(西海)~圣湖(泉吉)段330千伏线路工程未实施，但未向核准部门报备。
2.区内电网存在瓶颈，部分跨区联网工程功能未能充分发挥
由于西北区域内电网存在瓶颈，±500千伏德宝直流工程华中送西北输电能力未达到设计预期。目前，陕西电网宝鸡-乾县750千伏双回线路与近区330千伏线路存在电磁环网，通过德宝直流受入的部分电力要通过330千伏线路向东输送，由于宝鸡-硖石、雍城-马营线路构成的330千伏断面送电功率受限，四川电网通过德宝直流向陕西电网送电最大不能超过150万千瓦(原设计输电能力为双向300万千瓦)，从而限制了德宝直流优化配置资源的能力。
3.厘清单项输变电工程运维成本难度较大，成本管理有待细化
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，厘清单项工程的实际运维成本难度较大，电网运维成本的细化有待进一步加强。
4.个别工程可研深度不够，环评措施的预见性和准确性较差
根据《建设项目环境保护管理条例》(国务院令第253号)要求，电网建设项目需在可行性研究阶段开展环境影响评价、编制环评报告书和报批工作。个别项目虽然可研阶段取得了环评批复意见，但是由于可研阶段设计方案深度不够，相应的环评措施预见性和准确性较差，工程竣工后出现环保验收不达标的情况。
专栏
内蒙古临河北500千伏输变电工程前期环境影响评价报告中预测临河北500千伏变电站边界昼夜噪声均满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》中2类标准要求，并取得了内蒙古自治区环境保护厅批复。工程竣工后于2012年进行环境保护验收调查，测得该变电站西北侧厂界噪声达到56dB，超过2类标准50dB(夜间)的限值，环保验收不达标。
5.部分项目未严格履行环评相关政策，竣工环境保护验收管理有待加强
为加强项目竣工环境保护验收管理，落实环境保护措施，国家环保总局出台了《建设项目竣工环境保护验收管理办法》(国家环保总局第13号令)等一系列政策，但部分工程未按照相关规定执行。部分工程建成投运后，建设单位未及时组织进行环保验收调查，环保部门未能及时组织环保验收审查并出具验收意见;另外，部分工程未取得环评部门验收合格意见投入正式运行。
专栏
西宁-格尔木电气化铁路供电330千伏输变电工程于2011年6月底竣工投产。按国家环保总局第13号令规定，建设单位工程试生产3个月内应提交环保验收申请，试生产的期限不超过一年，环保部门收到建设项目环保验收申请30天内完成验收。该工程存在以下问题：①2012年9月建设单位委托进行环保验收调查，2012年12月取得省环保厅的试生产批复，与实际竣工投产时间跨度过长。②2013年2月提出环保验收申请，环保部门2013年底才组织验收，该工程至今仍未取得正式的环评验收批复意见。
6. 部分工程输电量不高，利用小时数较低
晋东南-南阳-荆门1000千伏交流示范工程是我国首个交流特高压交流试验示范工程，2011年进行扩建，扩建完成后，实际调度运行最大输电功率为500万千瓦，2012、2013年输电量分别为133.11、123.34亿千瓦时，利用小时数分别为2662、2467小时，工程利用小时数较低。
7.个别工程成本回收来源不明确，投资回收难度大
海南联网Ⅰ回工程主要为海南电网提供负荷备用和事故备用，常年接近空载运行，输电量少，损耗率高，投运至今收入均为负值，工程投资回收难度大。目前南方电网企业主要通过西电东送的利润补贴该联网工程的运行成本，一定程度上降低了电网企业西电东送的经济效益和积极性。
三、监管意见
1.严格落实核准文件，确保能源项目建设规范有序
电网企业应严格执行核准文件，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。未核先建的工程，应立即停工，在工程核准之前不得继续开工或投入运行;批建不一的工程，应立即整改，按照核准规模投入运行，对于确实需要调整的，应经有资质的咨询机构评估后及时上报核准部门，并向国家能源局派出机构报备。
2.加强成本精细化管理，合理统计运维费用
跨省区输电工程、省内网架加强工程和送出工程的投资成效测算依据实际建设投资及运行成本。目前部分电网企业在属地化运维的管理方式下,厘清不同电压等级单项工程运维成本难度较大。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。
3.建立工程造价分析动态调整机制，提高造价控制水平
针对一些项目在不同阶段造价变化幅度较大的问题，深入分析具体原因，为应对特殊时期不可抗力(如冰灾、抗震等原因)引起的造价增加，在造价分析过程中需要对特殊外部因素导致的造价提高部分进行动态调减，以提高造价分析的精度和准度，提高造价控制水平。
4. 加强电网项目环评与工程设计的衔接，切实做好工程环保工作
当前电网项目的环评工作在可研阶段介入，但由于实际工程的复杂性，可研阶段确定的设计方案在初设阶段或施工图阶段常会有局部调整，影响了环评方案的预见性和准确性。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。
5.注重电力规划工作，促进网源协调发展
电网和电源应统一规划，协调发展。对于重点输电通道，应统筹配套电源建设时序，加大协调力度，做到网源匹配，避免通道闲置和窝电现象的出现。对于已投产的利用率较低的项目，应研究提高工程利用率的措施，从优化电网结构、合理安排运行方式、统筹受端市场和送端电源等方面研究提出解决方案。
6.建立合理的电价调整机制，保证工程投资回收及市场主体各方利益
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。通过价格的合理调整，保证工程投资的顺利回收，保障市场各方主体利益。
附件1: 德宝直流等10项典型电网工程投资成效分析及评价
附表2：典型电网工程项目基本情况表
附件1：
德宝直流等10项典型电网工程投资成效分析及评价
在电网企业报送工程信息的基础上，结合现场查看，从造价控制、运行实效、经济效益、环境保护等方面对10项典型电网工程进行了分析，并作出了监管评价。
一、总体情况
(一)造价控制情况
工程造价分析主要包括工程决算投资与概算、估算投资的比较。
10项电网工程决算投资均在批准概算投资范围内。其中：±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分别节余22%、22%、18%、16%、15%，节余皆超过10%，主要原因在于工程的概算价格计列较高(受2008年冰灾影响，设备材料价格比较高)，而实际工程建设过程中价格出现回落，致使工程造价节余较大。
10项电网工程决算投资8项在核准投资(估算)范围内,2项工程决算投资超核准投资。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。
图1 典型电网工程估算、概算、决算投资比例对比
(二)运行实效情况
运行实效分析主要包括工程的功能定位、输电能力、年输电量(年利用小时数)等内容与设计预期的比较。
1. 功能定位
从工程投产至2013年底的运行情况来看，10项工程功能定位均与设计预期一致。
(1)跨省区联网工程
4项跨省区联网工程功能定位均与设计预期一致。±500千伏德宝直流工程将西北火电送至四川，缓解了四川枯期电力紧缺问题，同时将四川水电季节性电能外送西北，减少弃水。晋东南-南阳-荆门1000千伏交流示范工程及扩建工程验证了特高压交流输电的技术可行性、设备可靠性、系统安全性和环境友好性，初步达到了水火调剂、优势互补的目的。±500千伏葛沪直流综合改造工程的建设保障了三峡地下电站电力外送消纳，为华东地区的电力供应发挥了作用，增强了电网跨区资源优化配置能力。海南联网I回工程投产后，提高了火电装机利用小时数，岛内机组负荷率得到显著提高，清洁能源发电电量得到充分利用;海南电网依托南方主网成功应对了大容量机组故障跳机或负荷大幅度异常波动等类型事故31起，频率合格率100%，无频率越限事故发生。
(2)电厂送出工程
2项电厂送出工程功能定位均与设计预期一致。山西左权电厂500千伏送出工程满足了左权电厂一期工程2×60万千瓦机组电力送出的需要。金安桥水电站送出工程满足了金安桥水电站4×60万千瓦机组电力送出需要。
(3)满足负荷需要工程
2项满足负荷需要工程功能定位均与设计预期一致。内蒙古临河北500千伏输变电工程满足了巴彦淖尔地区供电需要，提高地区220千伏电网供电可靠性，为巴彦淖尔地区的电源提供接入点。西宁-格尔木电气化铁路供电330千伏输变电工程满足了青海省境内兰州东-西宁-格尔木电气化铁路可靠供电的需要，兼顾地区负荷供电。
(4)网架加强工程
2项网架加强工程功能定位均与设计预期一致。鄂赣第三回500千伏联络线工程满足了丰水期三峡、葛洲坝送电江西的需要，加强了江西电网与华中主网的联系，提高了江西电网供电可靠性以及华中电网安全稳定水平，促进了更大范围内资源优化配置。德宏-博尚-玉溪500千伏输变电工程及博尚串补加强工程汇集云南德宏地区中小水电电力电量外送，提高了德宏州地方电网安全可靠和经济运行水平，也为怒江、迪庆等地区电网并入云南主网奠定了基础。
2. 输电能力和年输电量
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,1项低于设计预期，1项跨区联网工程为交流特高压试验示范工程，最大输电能力可达设计预期，但工程利用率低。另有1项跨区联网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。
(1)跨省区联网工程
±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。2011年至2013年，±500千伏德宝直流工程输电量分别为100.62、125.88、131.94亿千瓦时，年利用小时数为3354、4196、4398小时,总体达到设计预期;但华中送西北输电量分别为13.64、33.73、35.57亿千瓦时，低于设计预期(47.3-66.7亿千瓦时);±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)，主要原因是西北电网内部存在330千伏输电断面过载。
晋东南-南阳-荆门1000千伏交流示范工程及扩建工程最大输电能力可以达到设计预期，但工程利用率偏低。2009、2010年特高压试验示范工程最大输送电力为280万千瓦，实际调度运行最大输电功率为240万千瓦，输电量分别为87.44、117.85亿千瓦时，年利用小时数分别为3643、4910小时。2011年扩建工程开工建设，此年度工程实际运行时间为7个月，送电量为70.6亿千瓦时，利用小时数为2940小时，折算全年利用小时数约为5000小时。扩建工程于2011年12月16日正式投入运行。2012、2013年特高压试验示范工程最大输送电力为560万千瓦，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。
±500千伏葛沪直流综合改造工程达到设计预期。三峡地下电站2012年、2013年发电量分别为118.69、92.88亿千瓦时，年利用小时数为2826、2211小时;±500千伏葛沪直流综合改造工程2012年、2013年输电量分别为125.37、91.81亿千瓦时，年利用小时数为2985、2186小时，保证了三峡地下电站电量的送出，达到了设计预期。
海南联网I回工程2010年至2013年输电量分别为2.25、0.68、1.21、0.82亿千瓦时，调度运行控制功率为10万千瓦，因该工程主要意义为改善海南电网供电质量、提高电网运行的安全可靠性，因此不宜用输电能力和输电量来评价其运行实效。
(2)电厂送出工程
山西左权电厂500千伏送出工程2012年调度运行控制功率为113万千瓦，2013年为118万千瓦，能够满足左权电厂电力全额送出的需要，达到了设计预期。2012年、2013年左权电厂发电量分别为66.52、66.82亿千瓦时(包含厂用电)，发电年利用小时数分别为5543小时、5568小时。
金安桥水电站送出工程2012年至2013年输电量分别为1078.7、1152亿千瓦时，实际最大输送功率分别为237、243万千瓦，工程年利用小时分别为4551、4741小时，满足了金安桥水电站满发送电需求，达到了设计预期。
(3)满足负荷需要工程
内蒙古临河北500千伏输变电工程中磴河Ⅰ线、德河Ⅰ线(4×400导线)年输送平均功率分别在70、45万千瓦左右，发挥了电网功率交换的作用。除此之外，目前该工程还接入了约100万千瓦的新能源装机，承担了汇集地区新能源发电送往更大范围消纳的任务，达到了设计预期。
西宁-格尔木电气化铁路供电330千伏输变电工程2011年至2013年输电量分别为2.43、2.61、2.68亿千瓦时;同期电铁用电量分别为2.584、2.763、2.833亿千瓦时。电铁所需电量基本上由该工程供给，达到了设计预期。
(4)网架加强工程
鄂赣第三回500千伏联络线工程建成后，湖北送江西输电通道调度运行控制功率从240万千瓦提高到300万千瓦;2010年至2013年本工程输电量分别为25.11、32.13、39.71、36.58亿千瓦时，满足了丰水期三峡、葛洲坝送江西的需求，促进更大范围内资源优化配置，达到了设计预期。
德宏-博尚-玉溪500千伏输变电工程在云南德宏～博尚～墨江线路串补工程投运前输电能力为138万千瓦，串补工程投运后进一步提高了德宏地区电网的送出能力，2010年至2013年实际最大输送功率分别为170、182、182、187.5万千瓦，达到了设计预期。
(三)经济效益情况
跨省区电网项目，输电价格已由国家核定，有明确的输送电量，经济效益分析按照工程投运后测算电价与批复电价进行比较;电厂送出工程，有明确的输送电量，经济效益分析按照工程单位电量分摊电价与可研测算电价进行比较;满足负荷需要工程及网架加强工程，由于没有国家核定电价，也无法准确计量投资的分摊电量，对于工程的经济效益暂不予以评价。
1、±500千伏德宝直流工程
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。
2、晋东南-南阳-荆门1000千伏交流示范工程及扩建工程
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4.7亿元/年，电量电价23.4元/千千瓦时;自2011年1月1日起，按照国家批复价格执行，容量电价6834万元/年，电量电价44.7元/千千瓦时。
该工程总投资93.70亿元，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为275亿千瓦时，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53.16元/千千瓦时，高于国家的批复电价。
3、±500千伏葛沪直流综合改造工程
该工程执行《国家发展改革委关于调整三峡输电价格的通知》(发改价格[2010]1562号)中三峡送华东输电价格80.8元/千千瓦时。
该工程总投资65.88亿元，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120亿千瓦时，测得工程单位电量分摊电价为72.86元/千千瓦时，低于国家批复电价。
4、海南联网Ⅰ回工程
海南联网Ⅰ回工程主要为海南电网提供负荷备用和事故备用，常年接近空载运行，输电量少，损耗率高，项目无明确收入来源，投资回收难度较大。
5、山西左权电厂送出工程
山西左权电厂送出工程总投资3.09亿元，按照工程年送出电量62亿千瓦时计算，测得工程单位电量分摊电价为7.38元/千千瓦时，其电价水平低于工程可研测算电价9.46元/千千瓦时。
6、金安桥水电送出工程
金安桥水电送出工程总投资10.63亿元，按照工程年送出电量115亿千瓦时计算，测得工程单位电量分摊电价为12.55元/千千瓦时，其电价水平低于工程可研测算电价19.04元/千千瓦时。
(四)环境保护情况
环境保护分析主要包括典型电网工程是否履行了国家环保部门的环评手续，工程采取的环保措施以及建成后场地周边生态环境、声环境、电磁环境、水环境等是否符合现行相关标准限值要求。
10项工程中有8项工程严格履行了环评手续，但青海西宁-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，内蒙古临河北500千伏输变电工程投入正式运行后仍未取得环评、水保验收意见。
10项工程在设计、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。但内蒙古临河北500千伏输变电工程由于可研阶段设计方案环评措施的预见性和准确性较差，导致工程竣工后环保措施不到位，厂界噪声超标。
二、监管评价
1. 受枯水期水量制约，部分水电配套送出工程利用率偏低
枯水期内水电机组受来水量制约，发电量较少，部分水电配套送出工程利用率偏低，应进一步研究提高水电配套送出工程利用率的措施。
专栏
±500千伏葛沪直流综合改造工程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。
2.电厂与送出工程投产时序协调，有利于保障电厂及送出工程高利用率
电厂与配套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，有利于保障电厂和送出工程的利用率，实现发电企业与电网企业双赢。
专栏
金安桥水电站送出工程积极跟踪电站前期进度，以主要时间节点为目标，合理计划配套送出工程的设计、建设进度，并结合需要划分为11个标段，由5家施工单位并行施工，优化了施工周期。金安桥水电站2011年3月开始投产，2012年全部建成;金安桥水电站送出工程2009年2月正式开工，2011年5月正式投入运行;两者建设进度的衔接较好，其经验具有很好的参考意义。
3.设备国产化的普及，有利于大幅降低工程造价水平
随着国内高压直流工程的增多，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。
专栏
±500千伏三沪直流工程(2006年7月竣工)的主要设备均采用国外进口，换流站的阀厅、换流变压器、直流场设备、平波电抗器等主要设备购置费为231312万元，而±500千伏德宝直流工程(2009年12月竣工)设备国产化水平大幅提高，宝鸡换流站、德阳换流站的阀厅、换流变压器、直流场设备、平波电抗器等主要设备购置费为206000万元，相比三沪直流工程，其主要设备购置费降低了25312万元，降幅为10.94%。
对于该工程未来年输电量的预计，2014-2016年输电量取近三年输电量的最大值，2017年及以后未来年输电量按核价时所采用的工程利用小时数进行计算。