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國家能源局近日發(fā)布《典型電網工程投資成效監(jiān)管報告》（以下簡稱《報告》），從造價控制、運行實效、經濟效益三方面對選取的10項典型電網工程進行了分析。10項典型電網工程包括向上±800千伏直流工程、寧東±660千伏直流工程、呼遼±500千伏直流工程、云廣±800千伏直流工程、貴廣二回±500千伏直流工程5項跨省、區(qū)直流輸電工程；拉西瓦750千伏水電送出工程、寧海電廠～蒼巖500千伏線路工程、呼市豐泰電廠～永圣域雙回220千伏輸電工程3項電廠送出工程；哈密～安西750千伏輸變電工程、肇慶～花都～博羅500千伏線路工程2項網架加強工程。

多數(shù)工程運行實效達到預期

直流工程運行實效低于預期

《報告》顯示，跨省區(qū)直流輸電工程中，向上±800千伏直流工程由于送端電源與輸電工程建設時序互不銜接，運行實效暫未達到原設計預期（年利用小時數(shù)4200～5000小時）。該工程于2010年7月投產，而向家壩水電站2012年10月開始陸續(xù)投產。2011年、2012年直流輸電量56億千瓦時、144億千瓦時；利用小時數(shù)881小時和2260小時，送出電量為四川豐水期季節(jié)性富余水電。截至2013年10月，向上直流送電量約259億千瓦時，利用小時數(shù)4040小時，向家壩電站計劃于2014年6月全部投產，屆時該工程實效有望得到充分發(fā)揮。

呼遼±500千伏直流運行實效略低于原設計預期（年利用小時數(shù)5500小時），由于東北地區(qū)整體用電量需求低于預期，遼寧本地電源較多，呼遼直流投產后實際年輸送電量約142億千瓦時，利用小時數(shù)約為4760小時左右。

寧東±660千伏直流運行實效超出原設計預期（年利用小時數(shù)5500小時），2011年、2012年輸電量分別為257億千瓦時和281億千瓦時，年利用小時分別達到6415小時和7016小時。

貴廣二回±500千伏直流、云廣±800千伏直流2個項目均以南方電網“云電送粵”、“貴電送粵”協(xié)議電量為目標運行，運行實效與原設計預期基本一致（貴廣二回±500千伏直流年利用小時數(shù)5500小時、云廣±800千伏直流年利用小時數(shù)4200小時）。2010年以后貴州增加構皮灘水電外送通道，且省內電源建設相對滯后，貴廣二回±500千伏直流利用小時數(shù)由2008年的5400小時逐降至2012年的4300小時左右。云廣±800千伏直流2011年、2012年輸電量為158億千瓦時和211億千瓦時，利用小時為3179小時和4228小時，符合云南水電外送特性。

3項電廠送出工程功能定位均與原設計預期一致。其投產時間與電廠投運時間匹配，未出現(xiàn)電廠窩電或送出線路利用率低情況。

2項網架加強工程功能定位與原設計預期一致。其中，肇慶～花都～博羅500千伏工程2010年后輸電方向由此前的西向東送電轉為東向西送電為主，逐步變?yōu)閺V東電網主供電網架，工程利用率有所提高。

多數(shù)工程造價得到控制，經濟效益較好

向上、呼遼直流經濟效益低于預期

《報告》顯示，所有項目決算投資均在批準概算投資范圍內，部分工程結余較大；個別工程決算投資超核準投資。其中，貴廣二回±500千伏直流工程決算比核準投資增加15.93%（實際決算較概算批復結余僅為5.01%），主要原因是發(fā)改委核準投資較可研估算核減較多。云廣±800千伏直流工程決算比核準投資增加2.62%，主要原因是核準估算和初設批復的時間跨度較長，工程設備材料價格大幅上漲。

《報告》指出，從2012年的經濟效益來看，向上±800千伏直流工程經濟效益低于預期。該工程2012年損耗電量為6.82億千瓦時，損耗率為4.7%，相比批復電價時的測算輸電線損率7%，損耗率減少了2.3%。該工程2012年輸電量為144.67億千瓦時，相比批復電價時的測算電量320億千瓦時，輸電量減少了175.33億千瓦時。

呼遼±500千伏直流工程經濟效益低于預期。該工程2012年損耗電量為7.61億千瓦時，損耗率為5.3%，相比批復電價時的測算輸電線損率5%，損耗率增加了0.3%。該工程2012年輸電量為142.71億千瓦時，相比批復電價時的測算電量165億千瓦時，輸電量減少了22.29億千瓦時。

寧東±660千伏直流工程經濟效益好于預期。國家發(fā)改委從2011年至2013年發(fā)布了多項文件對該工程電價進行調整。該工程2012年損耗電量為14.10億千瓦時，損耗率為5%，相比批復電價時的測算輸電線損率7%，損耗率減少了2%。該工程2012年輸電量為280.64億千瓦時，相比批復電價時的測算電量220億千瓦時，輸電量增加了60.64億千瓦時。

云廣±800千伏直流工程、貴廣二回±500千伏直流工程云廣、貴廣直流按照協(xié)議電量目標運行，與原預期一致，其經濟效益也與原預期相當。

除5個直流工程外，其他5個工程由于沒有單獨的電價核定，其經濟效益暫時不予分析。

加強規(guī)劃和前期論證、

網源協(xié)調、成本統(tǒng)計工作

《報告》建議，電網企業(yè)應以規(guī)劃為指導，研究中長期電力需求、電源布局、電網條件等因素，按適度超前原則控制進度，保證工程投資成效。送受端電源、市場合理規(guī)劃有利于保證直流工程高利用率和經濟性。

《報告》同時建議，要協(xié)調電源與送出工程建設，盡量避免出現(xiàn)窩電或者因電源投產不到位造成的輸電工程利用率低的情況。

此外，科學統(tǒng)計運行成本也是為合理確定電價打好基礎，既保證送端電量上網的積極性,又滿足電網工程投資回收和還本付息的要求。對此，《報告》指出，由于工程實際輸送電量與測算輸電電價采用的電量不同，造成一些工程無法滿足還本付息，而另一些工程效益過高。2011年“黔電送粵”上網關口電價低于貴州省燃煤機組脫硫標桿電價，造成貴州側送電上網積極性不高，當年度輸電量遠低于協(xié)議電量，影響工程利用率。2012年，國家發(fā)改委、原電監(jiān)會對“西電東送”價格進行了調整，當年度輸電量明顯好轉。