能源局发布锦苏直流等典型电网工程投资成效监管报告 输配电价核定等七个问题

对于典型电网工程的投资成效分析，主要是从造价控制、运行实效、电价成本、工程建设、环境保护等方面对电网工程的投资成效和运营情况进行分析评价。2015年5～11月份，在电网企业报送工程材料的基础上，结合现场核查，对锦苏直流等8项典型电网工程进行了具体的分析，主要情况如下。

(一)造价控制情况

工程造价分析主要包括工程概算与估算、决算与概算的投资比较以及工程决算完成情况。

8项工程中有7项概算投资控制在估算投资内，1项工程概算投资超估算投资。其中，锦屏送出工程概算较估算增加5.47%，主要原因是政策性文件调整、抗冰加强引起线路工程量和概算费用增加。

8项工程决算投资均控制在概算投资范围内，但节余率普遍较高。高岭扩建工程节余5.31%，锦苏直流工程、锦屏送出工程、西北二通道工程节余均在10%，祯州工程节余13.27%，黄坪工程节余18.42%，灰腾梁工程节余19.76%，酒泉送出工程节余20.57%。除灰腾梁工程投资节余的原因为主变由购买改搬迁，节省了设备购置费外，其他工程节余的主要原因均为施工图工程量变化及设备、材料招标采购价格降低。

黄坪、锦屏送出、灰腾梁工程自投产至2015年6月仍未完成竣工决算审计，在建工程转固定资产完成滞后。

(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.跨省区联网工程

(1)西北二通道工程。工程投产后，新疆外送断面达到4回750千伏线路，加强了新疆电网与西北主网的联系，提高了新疆向西北主网的送电能力，为敦煌、柴达木地区新能源开发创造了有利条件，同时还提高了海西地区的供电可靠性，工程所实现的功能定位与设计预期基本一致。但是由于青海省负荷发展低于预期，且新能源发展迅速(截至2014年底青海省新能源装机容量接近450万千瓦)，同时新疆电源建设也存在一定的滞后。2014年，沙州～鱼卡双回750千伏线路输电量为48.3亿千瓦时，烟墩变、沙州变净上网电量分别为30.8、55.94亿千瓦时，哈密～天山换流站双回750千伏线路、烟墩～天山换流站双回750千伏线路共向天山换流站送电118.58亿千瓦时，烟墩～沙州双回750千伏线路输电量仅为23.23亿千瓦时，2014年新疆外送断面最大输送功率仅为200万千瓦，不足设计最大输出功率的50%，输电能力和输电量均低于设计预期，且存在反向潮流送电的情况。

(2)锦苏直流工程。本工程将雅砻江流域官地，锦屏一、二级水电站丰水期富余水电送至江苏，为四川水电送出和江苏电网电力供应创造了条件，增强了电网跨区资源优化配置的能力，工程所实现的功能定位与设计预期基本一致。2013、2014年输电量分别为224.64、352.37亿千瓦时，年利用小时数分别为3120、4894小时。2013年由于锦屏一级、二级及官地电站投产机组容量合计10×60万千瓦，直流年最大输送功率630万千瓦;2014年随着电站全部投运，直流达到满功率720万千瓦运行。其输电能力和输电量达到设计预期。

(3)高岭扩建工程。本工程增强了东北向华北的送电能力，为扩大东北地区风电的消纳创造了条件，工程所实现的功能定位与设计预期基本一致。本工程扩建后，最大输送功率可达到300万千瓦左右，2013年、2014年输电量分别为181.79、217.38亿千瓦时，利用小时数6060、7246小时，工程利用率较高。根据调度控制功率曲线来看，东北华北联网高岭背靠背换流站夜间小方式送电功率可达到210万千瓦，有利于东北地区风电的消纳，输电能力和输电量达到设计预期。

2.电厂送出工程

(1)锦屏送出工程。本工程满足了锦屏一级6×60万千瓦机组、二级8×60万千瓦机组和官地4×60万千瓦机组电力送出的需要，工程所实现的功能定位与设计预期基本一致。该工程包括2012年投运的官地电站至月城变2回、月城变至换流站2回、锦屏二级至换流站2回和2013年投运的月城变至沐溪2回、锦屏一级至换流站3回、锦屏二级至南天2回，共计13回500kV线路。正常方式下，每个通道(2至3回线路)潮流在80至140万千瓦之间，调度运行控制功率每回线约250万千瓦，满足水电外送要求。2013年锦屏二级、官地电站外送电量230亿千瓦时、2014年锦屏一级、二级、官地电站外送电量470亿千瓦时。输电能力和输电量达到了设计预期。

(2)酒泉送出工程。本工程满足了酒泉风电基地一期风电项目的汇集和送出，同时还满足了地区负荷发展需求，提高了供电可靠性，工程所实现的功能定位与设计预期基本一致。工程中北大桥东风电、北大桥西风电、干河口西风电、干河口东风电、干河口北风电、桥湾风电、昌马风电330kV送出线路2013年输电量分别为2.0、11.4、9.9、10.19、8.4、11.2、14.68亿千瓦时，2014年输电量分别为1.84、9.7、8.41、8.48、7.46、10.2、15.7亿千瓦时，输电能力达到了设计预期。但受电力需求不足的影响，虽未出现因电网原因弃风限电的现象，但工程输电量低于设计预期。

(3)灰腾梁工程。本工程满足了灰腾梁地区12家风电场的汇集送出问题，风电能源的送出能力大幅提高，还提高了锡林郭勒及周边地区的供电可靠性，工程所实现的功能定位与设计预期基本一致。变电站2012年、2013年、2014年输电量分别为69.7、70.8、70.5亿千瓦时。2012年调度运行控制功率为64万千瓦，2013年第二台主变投产后，年调度运行控制功率为128万千瓦，变电站2012年、2013年、2014年实际最大输送功率分别为64.3、91.2、84.1万千瓦;年停运小时数分别为104.85、109.95、385.46小时，输电能力和输电量达到了设计预期。

3.网架加强工程

(1)黄坪工程。本工程加强了滇西北网架，为澜沧江等大型水电接入云南主网提供了汇集点，满足了“十二五”及中长期滇西北中小水电富裕容量及三江干流留存云南大型水电外送，同时还减轻了500千伏大理变供电压力，满足了大理州北部供电需要，工程所实现的功能定位与设计预期基本一致。工程中黄坪～仁和甲(乙)500千伏线路2013年、2014年最大输送功率均达到150万千瓦左右，年输送电量分别为48.3、41.5亿千瓦时;仁和～厂口甲(乙)线路500千伏线路2013年、2014年最大输送功率均达到300万千瓦，年输送电量分别为93.3、146亿千瓦时，较好的满足了滇西北地区水电汇集送出的需要，因此从汇集送出该地区水电的角度，该工程输电能力达到了设计预期。但黄坪变电站2013年、2014年年输电量仅为12.68、5.08亿千瓦时，输电量低于设计预期，主要原因是当地负荷发展低于预期。

(2)祯州工程。本工程有效加强了粤东电网与珠三角核心电网的联系，进一步拓宽了粤东电源送出通道，为平海电厂等大型电源项目电力安全、高效送出提供保障，有效满足粤东及珠三角地区电力负荷发展需要，工程所实现的功能定位与设计预期基本一致。工程中胪祯双回500千伏线路2012年至2014年输电量分别为71.9、89.5、63亿千瓦时，最大输送功率可达250万千瓦左右;祯宝双回500千伏线路2012年至2014年输电量分别为170.6、177.3、145.4亿千瓦时，最大输送功率接近400万千瓦，因此，从提升粤东电力送出能力的角度，该工程输电能力达到了设计预期。但祯州500千伏变电站2012年至2014年输电量仅为8.48、5.9、2.2亿千瓦时，输电量低于设计预期，主要原因是当地负荷发展低于预期。

(三)电价成本情况

电价成本分析主要包括对工程的测算电价与国家批复电价的对比,以及工程的成本费用分析。

1.电价情况

8项工程中只有锦苏直流工程及锦屏送出工程国家对其进行了电价核定，其余6项均没有电价批复。

《关于向上线和锦苏线±800千伏特高压直流示范工程输电价格的批复》(电监价财〔2013〕2号)对锦苏直流工程的输电价格进行了批复，锦苏直流工程的核定输电价格为0.0856元/千瓦时，输电损耗率为7%;锦屏送出工程的核定输电价格为0.0144元/千瓦时。

锦苏直流工程总投资199.28亿元，按照工程目前及未来年均输送电量330亿千瓦时计算，测得工程单位电量分摊电价为0.0946元/千瓦时，与国家批复电价基本持平。

锦屏送出工程总投资54.31亿元，按照工程目前及未来年均输送电量460亿千瓦时计算，测得工程单位电量分摊电价为0.0173元/千瓦时，与国家批复电价基本持平。

2.成本情况