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近日，國家能源局印發(fā)《錦蘇直流等八項典型電網(wǎng)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、電價成本、工程建設與環(huán)境保護等方面對錦蘇直流等8項典型電網(wǎng)工程（其中跨省區(qū)聯(lián)網(wǎng)工程3項、電源送出工程3項、網(wǎng)架加強工程2項）自投產(chǎn)后至2015年6月的投資成效和運營情況進行了全面分析，指出七方面問題，提出五條監(jiān)管意見。
《報告》指出的七個方面的問題包括：一是新能源發(fā)展與既有電力規(guī)劃未能有效銜接，一定程度上影響了電網(wǎng)工程利用率；二是部分工程受端電力需求低于預期，項目功能未充分發(fā)揮；三是部分工程未批先建，工程建設管理需進一步規(guī)范；四是工程決算節(jié)余率偏大，工程造價精細化管理有待加強；五是成本核算與管理方式不利于輸配電價的準確核定，有待進一步規(guī)范；六是竣工決算和環(huán)保驗收滯后，基建程序執(zhí)行不嚴格；七是個別工程設備備用水平超過核準規(guī)模，造成社會資源浪費。
針對存在的問題，《報告》提出了五條監(jiān)管意見。一是加強規(guī)劃銜接，促進網(wǎng)源協(xié)調(diào)發(fā)展；二是做好電力需求分析，提高負荷預測準確性；三是強化項目建設管理，嚴格執(zhí)行相關(guān)管理辦法；四是實行工程投資精細化管理，加強全過程造價控制；五是調(diào)整成本核算方式，適應輸配電價改革要求。
此外，《報告》附件《典型電網(wǎng)工程投資成效基本情況分析》還給出了對于這8項典型電網(wǎng)工程項目的造價控制、運行實效、電價成本、工程建設和環(huán)境保護情況的具體分析。
原文如下：
國家能源局
監(jiān)管公告
2016年第8號
（總第41號）
錦蘇直流等八項典型電網(wǎng)工程
投資成效監(jiān)管報告
二〇一六年七月
為促進電網(wǎng)工程前期科學論證規(guī)劃，加強對電網(wǎng)工程建設運營的事中事后監(jiān)管，進一步引導電網(wǎng)企業(yè)提升電網(wǎng)工程投資成效和運行實效，按照《國家能源局關(guān)于印發(fā)2015年市場監(jiān)管重點專項監(jiān)管工作計劃的通知》（國能監(jiān)管〔2015〕183號）的要求，2015年國家能源局組織開展錦蘇直流等8項典型電網(wǎng)工程投資成效監(jiān)管工作。
一、基本情況
本次工作共選取了錦蘇直流等8項典型電網(wǎng)工程（工程名稱詳見附件1，文中均采用工程簡稱），其中跨省區(qū)聯(lián)網(wǎng)工程3項、電源送出工程3項、網(wǎng)架加強工程2項。在電網(wǎng)企業(yè)報送自查報告及相關(guān)工程信息的基礎上，我局組織相關(guān)派出機構(gòu)、電力規(guī)劃設計總院、中國電力企業(yè)聯(lián)合會等有關(guān)單位對上述8項工程進行了現(xiàn)場核查，并從造價控制、運行實效、電價成本、工程建設與環(huán)境保護等方面對這8項工程自投產(chǎn)后至2015年6月的投資成效情況進行了全面分析（詳見附件2）。
總的來看，8項工程造價控制均未出現(xiàn)超概算現(xiàn)象，但錦屏送出工程概算突破核準投資，大部分工程決算較概算節(jié)余率偏高；8項工程的功能定位均與設計預期基本一致，但西北二通道、酒泉送出、黃坪、禎州工程的輸電量低于設計預期；大部分工程的成本費用控制在合理范圍內(nèi)，但現(xiàn)行的成本核算與管理方式不利于輸配電價的準確核定；8項工程均如期建成投產(chǎn)，但灰騰梁、錦屏送出、黃坪、高嶺擴建工程在獲得核準意見前已違規(guī)開工建設，錦蘇直流、高嶺擴建、黃坪、灰騰梁、錦屏送出工程在投產(chǎn)時方取得初步設計批復；大部分工程在建設施工中采取了有效的環(huán)保措施，但黃坪、禎州、錦屏送出、高嶺擴建、灰騰梁工程未取得環(huán)保部門驗收合格意見。
二、存在問題
（一）新能源發(fā)展與既有電力規(guī)劃未能有效銜接，一定程度上影響了電網(wǎng)工程利用率
目前，部分地區(qū)新能源發(fā)展迅猛，快速改變了當?shù)毓╇姼窬?。有些地區(qū)未能充分考慮系統(tǒng)消納能力，且與既有電力規(guī)劃缺乏統(tǒng)籌協(xié)調(diào)，導致棄風棄光與電網(wǎng)設施閑置情況并存，部分既有電網(wǎng)工程利用率偏低。
酒泉送出工程實現(xiàn)了酒泉風電基地一期電力的匯集和送出功能，但由于新能源發(fā)電裝機增長過快、消納能力不足，導致棄風棄光情況加劇、新能源外送電量下降，送出工程負荷率偏低。西北二通道、黃坪工程所在地的新能源裝機跨越式增長，一定程度滿足了地方負荷需求，客觀上減少了西北二通道、黃坪工程的輸電量，一定程度上影響電網(wǎng)工程利用率。
專欄1
2012～2014年, 酒泉送出工程所在的甘肅省風電裝機由634萬千瓦增長到1008萬千瓦，太陽能裝機從43萬千瓦增長到517萬千瓦，年均增長率分別為26%和247%，2014年甘肅省棄風率和棄光率分別為11%和37%，2015年上半年分別為37%和28%。
2012～2014年，二通道工程受電側(cè)青海省風電裝機容量由2萬千瓦增長到32萬千瓦，太陽能裝機容量由136萬千瓦增長到411萬千瓦，年均增長率分別為300%和74%。新能源的快速增長一定程度上滿足了當?shù)刎摵尚枨?，需從西北二通道受入電力的需求減小。
黃坪工程于2013年投產(chǎn)，2014年隨著當?shù)匦略鲂履茉醇s37萬千瓦并網(wǎng)投運，部分滿足了地方負荷需求，導致2014年黃坪變下網(wǎng)電量由2013年的12.68億千瓦時下降為5.08億千瓦時，同比降低59.94%。
（二）部分工程受端電力需求低于預期，項目功能未充分發(fā)揮
由于近年來國內(nèi)經(jīng)濟下行壓力較大，部分地區(qū)出現(xiàn)電力需求明顯低于預期的情況，但電網(wǎng)企業(yè)在工程建設中未能充分考慮并主動適應電力需求變化，導致部分項目功能發(fā)揮不充分。
西北二通道工程與已建成的一通道工程(注：西北二通道工程和已建的一通道工程共同構(gòu)成了新疆與西北主網(wǎng)聯(lián)絡斷面,在其設計和運行階段均與一通道工程統(tǒng)一研究，兩者密不可分，在評價工程輸電能力等功能時需將兩個通道統(tǒng)一考慮?？紤]到2013年的典型電網(wǎng)工程投資成效監(jiān)管報告已專門評價了一通道工程，本次監(jiān)管只選擇了西北二通道工程。)共同作為新疆與西北主網(wǎng)的聯(lián)絡通道，提高了新疆向西北主網(wǎng)的送電能力，增強了新疆電網(wǎng)的安全保障能力。但由于負荷發(fā)展低于預期，加上受電側(cè)青海省當?shù)匦履茉窗l(fā)展迅速以及送電側(cè)新疆配套電源建設滯后，西北一、二通道工程外送斷面最大輸送功率不到設計預期的一半，2014年最大功率利用小時數(shù)僅為970小時。禎州、黃坪工程受當?shù)貙嶋H用電需求遠低于預期影響，2014年主變最大功率利用小時數(shù)僅為221、677小時。
專欄2
西北一、二通道設計最大送電能力約400～500萬千瓦。工程投產(chǎn)后，青海省負荷發(fā)展低于預期，按可行性研究報告預測，青海省“十二五”前四年全社會用電量增長326億千瓦時，實際增長261.21億千瓦時，低于預期19.87%。加上青海省當?shù)匦履茉窗l(fā)展迅速以及新疆配套電源建設滯后，致使2014年新疆外送斷面最大輸送功率僅為200萬千瓦，不到設計預期的一半。2014年累計輸送電量48.5億千瓦時，最大利用小時數(shù)僅為970小時。
禎州工程所在的廣東惠州地區(qū)負荷發(fā)展也遠低于預期，按可行性研究報告預測，惠州市“十二五”前四年全社會用電量增長139.6億千瓦時，實際增長77.6億千瓦時，低于預期44.4%。導致2014年禎州工程主變下網(wǎng)電量為2.21億千瓦時，主變負載率僅為2.5%。黃坪工程由于規(guī)劃的電解鋁項目沒有建設，2013年主變下網(wǎng)電量為12.68億千瓦時，主變負載率僅為7.7%。
（三）部分工程未批先建，工程建設管理需進一步規(guī)范
灰騰梁、錦屏送出、黃坪、高嶺擴建等工程在獲得核準意見前已違規(guī)開工建設，其中灰騰梁工程于2013年6月獲得核準，但2010年4月已提前開工建設；錦蘇直流、高嶺擴建、黃坪、灰騰梁、錦屏送出等工程在投產(chǎn)時方取得初步設計批復，設計批復滯后不符合基本建設程序。一定程度反映出電網(wǎng)企業(yè)建設管理不夠規(guī)范，不利于國家對工程投資方向、建設方案和投資成效實施有效管理。
（四）工程決算節(jié)余率偏大，工程造價精細化管理有待加強
從決算較概算的節(jié)余率來看，1項工程控制在10%以內(nèi)，其余7項節(jié)余率均在10%～20%，其中酒泉送出工程節(jié)余率達20.57%。投資節(jié)余的主要原因是工程量偏差較大以及設備材料價格發(fā)生變化，工程造價精細化管理有待加強。
（五）成本核算與管理方式不利于輸配電價的準確核定，有待進一步規(guī)范
目前電網(wǎng)企業(yè)的成本核算與管理方式存在以下問題，不利于輸配電價的準確核定：一是部分工程投產(chǎn)后短期內(nèi)即實施技改，增加了電網(wǎng)的運營成本，如禎州工程投產(chǎn)當年增建一座生產(chǎn)綜合樓，次年改變接線方式，增加三臺220千伏斷路器；黃坪工程投產(chǎn)次年增建一座值休樓。二是目前電網(wǎng)工程的運維成本是按照成本屬性的方式核算，未分電壓等級歸集，輸配電價核定難度較大，只能通過分攤的方式計算，無法保證其真實性和準確性。
（六）竣工決算和環(huán)保驗收滯后，基建程序執(zhí)行不嚴格
原能源部《電力發(fā)、送、變電工程基本建設項目竣工決算報告編制規(guī)程（試行）》（能源經(jīng)〔1992〕960號）明確要求電網(wǎng)工程投產(chǎn)后6個月內(nèi)應完成竣工決算編制。黃坪、錦屏送出、灰騰梁等工程投產(chǎn)已有2至3年，仍未完成竣工決算，在建工程轉(zhuǎn)固定資產(chǎn)完成嚴重滯后。
按照環(huán)?？偩?001年印發(fā)的《建設項目竣工環(huán)境保護驗收管理辦法》（國家環(huán)境保護總局令 第13號）規(guī)定，建設單位工程試生產(chǎn)3個月內(nèi)應提交環(huán)保驗收申請。黃坪、禎州、錦屏送出、高嶺擴建、灰騰梁等工程投產(chǎn)已有2至4年，至今仍未完成竣工環(huán)保驗收。
（七）個別工程設備備用水平超過核準規(guī)模，造成社會資源浪費
錦蘇直流工程在以招投標方式確定了核準規(guī)模的備用換流變壓器的情況下，又在送受端換流站增放了3臺備用換流變壓器。增加的備用換流變壓器由國家電網(wǎng)公司直屬產(chǎn)業(yè)單位山東電工電氣集團有限公司提供，建設期市場價值約1.4億元，工程決算中未含上述資金。從運行實際情況看，這3臺設備從未掛網(wǎng)運行，造成社會資源浪費，并增加了運行維護成本。
三、監(jiān)管意見
（一）加強規(guī)劃銜接，促進網(wǎng)源協(xié)調(diào)發(fā)展
針對新能源發(fā)展與電力規(guī)劃不協(xié)調(diào)、不適應的問題，建議進一步加強網(wǎng)源等規(guī)劃的有效銜接，做好電力供應與需求的統(tǒng)籌規(guī)劃，協(xié)調(diào)好不同類型電源的建設時序，做好新能源規(guī)劃與常規(guī)能源規(guī)劃、電網(wǎng)規(guī)劃與電源規(guī)劃、國家能源規(guī)劃與地方能源規(guī)劃的有效銜接，在新能源有序發(fā)展的同時，利用好既有電網(wǎng)設施，促進電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。
（二）做好電力需求分析，提高負荷預測準確性
電網(wǎng)企業(yè)應做好電力需求分析相關(guān)工作、提高電力需求預測準確性，根據(jù)供需變化及送受端電源建設投產(chǎn)情況，及時提出工程建設規(guī)模及投產(chǎn)時機調(diào)整方案報原核準部門批復后實施，保障并提升設備利用效率。
（三）強化項目建設管理，嚴格執(zhí)行相關(guān)管理辦法
針對部分項目未批先建、竣工決算和環(huán)境保護驗收滯后、設備備用水平超出核準規(guī)模等問題，電網(wǎng)企業(yè)應進一步加強項目管理，規(guī)范工程基建程序，嚴格執(zhí)行項目核準文件以及竣工決算和環(huán)境保護驗收相關(guān)管理辦法。
（四）實行工程投資精細化管理，加強全過程造價控制
針對工程存在投資節(jié)余較大的問題，電網(wǎng)企業(yè)應進一步加強估、概算編制精度，實行工程投資精細化管理，杜絕出現(xiàn)在建工程形成固定資產(chǎn)滯后情況，提高造價管理水平，做好全過程造價控制。
（五）調(diào)整成本核算方式，適應輸配電價改革要求
按照輸配電價改革要求，遵循“準許成本加合理收益”的原則，電網(wǎng)企業(yè)應加強成本管理、改進成本核算方式，對于輸配電成本應分電壓等級、分項目進行歸并核定，以適應輸配成本核算要求。同時，應進一步提升電網(wǎng)技改大修等項目的管理水平，提高企業(yè)運營效益。
附件：
1.典型電網(wǎng)工程概況表
2. 典型電網(wǎng)工程投資成效基本情況分析
附件2
典型電網(wǎng)工程投資成效基本情況分析
對于典型電網(wǎng)工程的投資成效分析，主要是從造價控制、運行實效、電價成本、工程建設、環(huán)境保護等方面對電網(wǎng)工程的投資成效和運營情況進行分析評價。2015年5～11月份，在電網(wǎng)企業(yè)報送工程材料的基礎上，結(jié)合現(xiàn)場核查，對錦蘇直流等8項典型電網(wǎng)工程進行了具體的分析，主要情況如下。
（一）造價控制情況
工程造價分析主要包括工程概算與估算、決算與概算的投資比較以及工程決算完成情況。
8項工程中有7項概算投資控制在估算投資內(nèi)，1項工程概算投資超估算投資。其中，錦屏送出工程概算較估算增加5.47%，主要原因是政策性文件調(diào)整、抗冰加強引起線路工程量和概算費用增加。
8項工程決算投資均控制在概算投資范圍內(nèi)，但節(jié)余率普遍較高。高嶺擴建工程節(jié)余5.31%，錦蘇直流工程、錦屏送出工程、西北二通道工程節(jié)余均在10%，禎州工程節(jié)余13.27%，黃坪工程節(jié)余18.42%，灰騰梁工程節(jié)余19.76%，酒泉送出工程節(jié)余20.57%。除灰騰梁工程投資節(jié)余的原因為主變由購買改搬遷，節(jié)省了設備購置費外，其他工程節(jié)余的主要原因均為施工圖工程量變化及設備、材料招標采購價格降低。
圖1 典型電網(wǎng)工程估算、概算、決算投資比例
黃坪、錦屏送出、灰騰梁工程自投產(chǎn)至2015年6月仍未完成竣工決算審計，在建工程轉(zhuǎn)固定資產(chǎn)完成滯后。
（二）運行實效情況
運行實效分析主要包括工程的功能定位、輸電能力、年輸電量（年利用小時數(shù)）等內(nèi)容與設計預期的比較。
1．跨省區(qū)聯(lián)網(wǎng)工程
（1）西北二通道工程。工程投產(chǎn)后，新疆外送斷面達到4回750千伏線路，加強了新疆電網(wǎng)與西北主網(wǎng)的聯(lián)系，提高了新疆向西北主網(wǎng)的送電能力，為敦煌、柴達木地區(qū)新能源開發(fā)創(chuàng)造了有利條件，同時還提高了海西地區(qū)的供電可靠性，工程所實現(xiàn)的功能定位與設計預期基本一致。但是由于青海省負荷發(fā)展低于預期，且新能源發(fā)展迅速（截至2014年底青海省新能源裝機容量接近450萬千瓦），同時新疆電源建設也存在一定的滯后。2014年，沙州～魚卡雙回750千伏線路輸電量為48.3億千瓦時，煙墩變、沙州變凈上網(wǎng)電量分別為30.8、55.94億千瓦時，哈密～天山換流站雙回750千伏線路、煙墩～天山換流站雙回750千伏線路共向天山換流站送電118.58億千瓦時，煙墩～沙州雙回750千伏線路輸電量僅為23.23億千瓦時，2014年新疆外送斷面最大輸送功率僅為200萬千瓦，不足設計最大輸出功率的50%，輸電能力和輸電量均低于設計預期，且存在反向潮流送電的情況。
（2）錦蘇直流工程。本工程將雅礱江流域官地，錦屏一、二級水電站豐水期富余水電送至江蘇，為四川水電送出和江蘇電網(wǎng)電力供應創(chuàng)造了條件，增強了電網(wǎng)跨區(qū)資源優(yōu)化配置的能力，工程所實現(xiàn)的功能定位與設計預期基本一致。2013、2014年輸電量分別為224.64、352.37億千瓦時，年利用小時數(shù)分別為3120、4894小時。2013年由于錦屏一級、二級及官地電站投產(chǎn)機組容量合計10×60萬千瓦，直流年最大輸送功率630萬千瓦；2014年隨著電站全部投運，直流達到滿功率720萬千瓦運行。其輸電能力和輸電量達到設計預期。
（3）高嶺擴建工程。本工程增強了東北向華北的送電能力，為擴大東北地區(qū)風電的消納創(chuàng)造了條件，工程所實現(xiàn)的功能定位與設計預期基本一致。本工程擴建后，最大輸送功率可達到300萬千瓦左右，2013年、2014年輸電量分別為181.79、217.38億千瓦時，利用小時數(shù)6060、7246小時，工程利用率較高。根據(jù)調(diào)度控制功率曲線來看，東北華北聯(lián)網(wǎng)高嶺背靠背換流站夜間小方式送電功率可達到210萬千瓦，有利于東北地區(qū)風電的消納，輸電能力和輸電量達到設計預期。
2．電廠送出工程
（1）錦屏送出工程。本工程滿足了錦屏一級6×60萬千瓦機組、二級8×60萬千瓦機組和官地4×60萬千瓦機組電力送出的需要，工程所實現(xiàn)的功能定位與設計預期基本一致。該工程包括2012年投運的官地電站至月城變2回、月城變至換流站2回、錦屏二級至換流站2回和2013年投運的月城變至沐溪2回、錦屏一級至換流站3回、錦屏二級至南天2回，共計13回500kV線路。正常方式下，每個通道（2至3回線路）潮流在80至140萬千瓦之間，調(diào)度運行控制功率每回線約250萬千瓦，滿足水電外送要求。2013年錦屏二級、官地電站外送電量230億千瓦時、2014年錦屏一級、二級、官地電站外送電量470億千瓦時。輸電能力和輸電量達到了設計預期。
（2）酒泉送出工程。本工程滿足了酒泉風電基地一期風電項目的匯集和送出，同時還滿足了地區(qū)負荷發(fā)展需求，提高了供電可靠性，工程所實現(xiàn)的功能定位與設計預期基本一致。工程中北大橋東風電、北大橋西風電、干河口西風電、干河口東風電、干河口北風電、橋灣風電、昌馬風電330kV送出線路2013年輸電量分別為2.0、11.4、9.9、10.19、8.4、11.2、14.68億千瓦時，2014年輸電量分別為1.84、9.7、8.41、8.48、7.46、10.2、15.7億千瓦時，輸電能力達到了設計預期。但受電力需求不足的影響，雖未出現(xiàn)因電網(wǎng)原因棄風限電的現(xiàn)象，但工程輸電量低于設計預期。
（3）灰騰梁工程。本工程滿足了灰騰梁地區(qū)12家風電場的匯集送出問題，風電能源的送出能力大幅提高，還提高了錫林郭勒及周邊地區(qū)的供電可靠性，工程所實現(xiàn)的功能定位與設計預期基本一致。變電站2012年、2013年、2014年輸電量分別為69.7、70.8、70.5億千瓦時。2012年調(diào)度運行控制功率為64萬千瓦，2013年第二臺主變投產(chǎn)后，年調(diào)度運行控制功率為128萬千瓦，變電站2012年、2013年、2014年實際最大輸送功率分別為64.3、91.2、84.1萬千瓦；年停運小時數(shù)分別為104.85、109.95、385.46小時，輸電能力和輸電量達到了設計預期。
3．網(wǎng)架加強工程
（1）黃坪工程。本工程加強了滇西北網(wǎng)架，為瀾滄江等大型水電接入云南主網(wǎng)提供了匯集點，滿足了“十二五”及中長期滇西北中小水電富裕容量及三江干流留存云南大型水電外送，同時還減輕了500千伏大理變供電壓力，滿足了大理州北部供電需要，工程所實現(xiàn)的功能定位與設計預期基本一致。工程中黃坪～仁和甲（乙）500千伏線路2013年、2014年最大輸送功率均達到150萬千瓦左右，年輸送電量分別為48.3、41.5億千瓦時；仁和～廠口甲（乙）線路500千伏線路2013年、2014年最大輸送功率均達到300萬千瓦，年輸送電量分別為93.3、146億千瓦時，較好的滿足了滇西北地區(qū)水電匯集送出的需要，因此從匯集送出該地區(qū)水電的角度，該工程輸電能力達到了設計預期。但黃坪變電站2013年、2014年年輸電量僅為12.68、5.08億千瓦時，輸電量低于設計預期，主要原因是當?shù)刎摵砂l(fā)展低于預期。
（2）禎州工程。本工程有效加強了粵東電網(wǎng)與珠三角核心電網(wǎng)的聯(lián)系，進一步拓寬了粵東電源送出通道，為平海電廠等大型電源項目電力安全、高效送出提供保障，有效滿足粵東及珠三角地區(qū)電力負荷發(fā)展需要，工程所實現(xiàn)的功能定位與設計預期基本一致。工程中臚禎雙回500千伏線路2012年至2014年輸電量分別為71.9、89.5、63億千瓦時，最大輸送功率可達250萬千瓦左右；禎寶雙回500千伏線路2012年至2014年輸電量分別為170.6、177.3、145.4億千瓦時，最大輸送功率接近400萬千瓦，因此，從提升粵東電力送出能力的角度，該工程輸電能力達到了設計預期。但禎州500千伏變電站2012年至2014年輸電量僅為8.48、5.9、2.2億千瓦時，輸電量低于設計預期，主要原因是當?shù)刎摵砂l(fā)展低于預期。
（三）電價成本情況
電價成本分析主要包括對工程的測算電價與國家批復電價的對比,以及工程的成本費用分析。
1．電價情況
8項工程中只有錦蘇直流工程及錦屏送出工程國家對其進行了電價核定，其余6項均沒有電價批復。
《關(guān)于向上線和錦蘇線±800千伏特高壓直流示范工程輸電價格的批復》（電監(jiān)價財〔2013〕2號）對錦蘇直流工程的輸電價格進行了批復，錦蘇直流工程的核定輸電價格為0.0856元/千瓦時，輸電損耗率為7%；錦屏送出工程的核定輸電價格為0.0144元/千瓦時。
錦蘇直流工程總投資199.28億元，按照工程目前及未來年均輸送電量330億千瓦時計算，測得工程單位電量分攤電價為0.0946元/千瓦時，與國家批復電價基本持平。
錦屏送出工程總投資54.31億元，按照工程目前及未來年均輸送電量460億千瓦時計算，測得工程單位電量分攤電價為0.0173元/千瓦時，與國家批復電價基本持平。
2．成本情況
電網(wǎng)工程的成本費用主要分為折舊費用、運維大修費用、財務費用、分攤總部管理費用等。
折舊費用按照電網(wǎng)企業(yè)的固定資產(chǎn)管理辦法計提，本次調(diào)研的變電設備的折舊年限為12年，輸電線路的折舊年限為20年。
運維大修費用目前是按照成本屬性進行歸集，在不同工程中進行分攤計算。分攤原則是變電工程根據(jù)固定資產(chǎn)原值的比例進行分攤，線路工程根據(jù)線路長度的比例進行分攤。8項工程年均運維費用均控制在投資總額的2.5%以內(nèi)。
財務費用主要為工程建設貸款發(fā)生的利息費用，依據(jù)工程貸款額度和年限不同而不同。
分攤總部管理費用主要指電網(wǎng)企業(yè)總部分攤到跨區(qū)聯(lián)網(wǎng)工程上的除折舊費用、運維大修費用、財務費用以外的管理成本費用，費用按照工程輸電量占系統(tǒng)聯(lián)網(wǎng)輸電量的比例進行測算取得。8項工程中,高嶺擴建工程、錦蘇直流工程計列了該項費用,2014年兩工程該項費用分別為13658.16萬元和22139.69萬元。
（四）工程建設與環(huán)境保護情況
1．工程建設情況
8項工程均如期建成投產(chǎn)。其中4項工程開工時間先于核準時間，其關(guān)鍵時間節(jié)點如下：
（1）灰騰梁工程 2013年6月核準，2013年9月批復初步設計。1號變2010年4月開工、2011年9月投產(chǎn)，2號變2013年4月開工、2013年9月投產(chǎn)。
（2）錦屏送出工程 2011年12月核準，2012年9月批復初步設計，2010年10月開工。
（3）黃坪工程 2011年12月核準，2013年批復初步設計。2011年3月開工，2013年5月投產(chǎn)。
（4）高嶺擴建工程 2012年7月核準，2012年12月批復初步設計。2012年2月開工，2012年11月投產(chǎn)。
1項工程的建設規(guī)模與核準規(guī)模不符?；因v梁工程核準規(guī)模為新建2組主變、1組高抗，實際建設規(guī)模為新建1組主變、搬遷1組主變及1組高抗。
2項工程投產(chǎn)短期內(nèi)實施技改項目。黃坪變電站2013年投入運行，2014年新建1個值休樓。禎州變電站2011年投入運行，增建1個生產(chǎn)綜合樓，多用地0.19公頃，2012年220千伏由雙母線改造為雙母雙分段接線。基建與生產(chǎn)標準不統(tǒng)一，工程投產(chǎn)短期內(nèi)實施技改項目，存在建成即改現(xiàn)象。
2．環(huán)境保護情況
8項工程中有3項工程嚴格履行了環(huán)保手續(xù)，但黃坪工程等5項工程投入正式運行后仍未取得環(huán)保驗收意見。
（1）黃坪工程 2013年5月投產(chǎn)，截至2015年7月已完成環(huán)境保護驗收調(diào)查和監(jiān)測，因廠口變廠界噪聲治理和仁和開關(guān)站排水系統(tǒng)正在整改中，尚未取得環(huán)保部門驗收合格意見。
（2）禎州工程 2011年5?
《報告》指出的七個方面的問題包括：一是新能源發(fā)展與既有電力規(guī)劃未能有效銜接，一定程度上影響了電網(wǎng)工程利用率；二是部分工程受端電力需求低于預期，項目功能未充分發(fā)揮；三是部分工程未批先建，工程建設管理需進一步規(guī)范；四是工程決算節(jié)余率偏大，工程造價精細化管理有待加強；五是成本核算與管理方式不利于輸配電價的準確核定，有待進一步規(guī)范；六是竣工決算和環(huán)保驗收滯后，基建程序執(zhí)行不嚴格；七是個別工程設備備用水平超過核準規(guī)模，造成社會資源浪費。
針對存在的問題，《報告》提出了五條監(jiān)管意見。一是加強規(guī)劃銜接，促進網(wǎng)源協(xié)調(diào)發(fā)展；二是做好電力需求分析，提高負荷預測準確性；三是強化項目建設管理，嚴格執(zhí)行相關(guān)管理辦法；四是實行工程投資精細化管理，加強全過程造價控制；五是調(diào)整成本核算方式，適應輸配電價改革要求。
此外，《報告》附件《典型電網(wǎng)工程投資成效基本情況分析》還給出了對于這8項典型電網(wǎng)工程項目的造價控制、運行實效、電價成本、工程建設和環(huán)境保護情況的具體分析。
原文如下：
國家能源局
監(jiān)管公告
2016年第8號
（總第41號）
錦蘇直流等八項典型電網(wǎng)工程
投資成效監(jiān)管報告
二〇一六年七月
為促進電網(wǎng)工程前期科學論證規(guī)劃，加強對電網(wǎng)工程建設運營的事中事后監(jiān)管，進一步引導電網(wǎng)企業(yè)提升電網(wǎng)工程投資成效和運行實效，按照《國家能源局關(guān)于印發(fā)2015年市場監(jiān)管重點專項監(jiān)管工作計劃的通知》（國能監(jiān)管〔2015〕183號）的要求，2015年國家能源局組織開展錦蘇直流等8項典型電網(wǎng)工程投資成效監(jiān)管工作。
一、基本情況
本次工作共選取了錦蘇直流等8項典型電網(wǎng)工程（工程名稱詳見附件1，文中均采用工程簡稱），其中跨省區(qū)聯(lián)網(wǎng)工程3項、電源送出工程3項、網(wǎng)架加強工程2項。在電網(wǎng)企業(yè)報送自查報告及相關(guān)工程信息的基礎上，我局組織相關(guān)派出機構(gòu)、電力規(guī)劃設計總院、中國電力企業(yè)聯(lián)合會等有關(guān)單位對上述8項工程進行了現(xiàn)場核查，并從造價控制、運行實效、電價成本、工程建設與環(huán)境保護等方面對這8項工程自投產(chǎn)后至2015年6月的投資成效情況進行了全面分析（詳見附件2）。
總的來看，8項工程造價控制均未出現(xiàn)超概算現(xiàn)象，但錦屏送出工程概算突破核準投資，大部分工程決算較概算節(jié)余率偏高；8項工程的功能定位均與設計預期基本一致，但西北二通道、酒泉送出、黃坪、禎州工程的輸電量低于設計預期；大部分工程的成本費用控制在合理范圍內(nèi)，但現(xiàn)行的成本核算與管理方式不利于輸配電價的準確核定；8項工程均如期建成投產(chǎn)，但灰騰梁、錦屏送出、黃坪、高嶺擴建工程在獲得核準意見前已違規(guī)開工建設，錦蘇直流、高嶺擴建、黃坪、灰騰梁、錦屏送出工程在投產(chǎn)時方取得初步設計批復；大部分工程在建設施工中采取了有效的環(huán)保措施，但黃坪、禎州、錦屏送出、高嶺擴建、灰騰梁工程未取得環(huán)保部門驗收合格意見。
二、存在問題
（一）新能源發(fā)展與既有電力規(guī)劃未能有效銜接，一定程度上影響了電網(wǎng)工程利用率
目前，部分地區(qū)新能源發(fā)展迅猛，快速改變了當?shù)毓╇姼窬?。有些地區(qū)未能充分考慮系統(tǒng)消納能力，且與既有電力規(guī)劃缺乏統(tǒng)籌協(xié)調(diào)，導致棄風棄光與電網(wǎng)設施閑置情況并存，部分既有電網(wǎng)工程利用率偏低。
酒泉送出工程實現(xiàn)了酒泉風電基地一期電力的匯集和送出功能，但由于新能源發(fā)電裝機增長過快、消納能力不足，導致棄風棄光情況加劇、新能源外送電量下降，送出工程負荷率偏低。西北二通道、黃坪工程所在地的新能源裝機跨越式增長，一定程度滿足了地方負荷需求，客觀上減少了西北二通道、黃坪工程的輸電量，一定程度上影響電網(wǎng)工程利用率。
專欄1
2012～2014年, 酒泉送出工程所在的甘肅省風電裝機由634萬千瓦增長到1008萬千瓦，太陽能裝機從43萬千瓦增長到517萬千瓦，年均增長率分別為26%和247%，2014年甘肅省棄風率和棄光率分別為11%和37%，2015年上半年分別為37%和28%。
2012～2014年，二通道工程受電側(cè)青海省風電裝機容量由2萬千瓦增長到32萬千瓦，太陽能裝機容量由136萬千瓦增長到411萬千瓦，年均增長率分別為300%和74%。新能源的快速增長一定程度上滿足了當?shù)刎摵尚枨?，需從西北二通道受入電力的需求減小。
黃坪工程于2013年投產(chǎn)，2014年隨著當?shù)匦略鲂履茉醇s37萬千瓦并網(wǎng)投運，部分滿足了地方負荷需求，導致2014年黃坪變下網(wǎng)電量由2013年的12.68億千瓦時下降為5.08億千瓦時，同比降低59.94%。
（二）部分工程受端電力需求低于預期，項目功能未充分發(fā)揮
由于近年來國內(nèi)經(jīng)濟下行壓力較大，部分地區(qū)出現(xiàn)電力需求明顯低于預期的情況，但電網(wǎng)企業(yè)在工程建設中未能充分考慮并主動適應電力需求變化，導致部分項目功能發(fā)揮不充分。
西北二通道工程與已建成的一通道工程(注：西北二通道工程和已建的一通道工程共同構(gòu)成了新疆與西北主網(wǎng)聯(lián)絡斷面,在其設計和運行階段均與一通道工程統(tǒng)一研究，兩者密不可分，在評價工程輸電能力等功能時需將兩個通道統(tǒng)一考慮?？紤]到2013年的典型電網(wǎng)工程投資成效監(jiān)管報告已專門評價了一通道工程，本次監(jiān)管只選擇了西北二通道工程。)共同作為新疆與西北主網(wǎng)的聯(lián)絡通道，提高了新疆向西北主網(wǎng)的送電能力，增強了新疆電網(wǎng)的安全保障能力。但由于負荷發(fā)展低于預期，加上受電側(cè)青海省當?shù)匦履茉窗l(fā)展迅速以及送電側(cè)新疆配套電源建設滯后，西北一、二通道工程外送斷面最大輸送功率不到設計預期的一半，2014年最大功率利用小時數(shù)僅為970小時。禎州、黃坪工程受當?shù)貙嶋H用電需求遠低于預期影響，2014年主變最大功率利用小時數(shù)僅為221、677小時。
專欄2
西北一、二通道設計最大送電能力約400～500萬千瓦。工程投產(chǎn)后，青海省負荷發(fā)展低于預期，按可行性研究報告預測，青海省“十二五”前四年全社會用電量增長326億千瓦時，實際增長261.21億千瓦時，低于預期19.87%。加上青海省當?shù)匦履茉窗l(fā)展迅速以及新疆配套電源建設滯后，致使2014年新疆外送斷面最大輸送功率僅為200萬千瓦，不到設計預期的一半。2014年累計輸送電量48.5億千瓦時，最大利用小時數(shù)僅為970小時。
禎州工程所在的廣東惠州地區(qū)負荷發(fā)展也遠低于預期，按可行性研究報告預測，惠州市“十二五”前四年全社會用電量增長139.6億千瓦時，實際增長77.6億千瓦時，低于預期44.4%。導致2014年禎州工程主變下網(wǎng)電量為2.21億千瓦時，主變負載率僅為2.5%。黃坪工程由于規(guī)劃的電解鋁項目沒有建設，2013年主變下網(wǎng)電量為12.68億千瓦時，主變負載率僅為7.7%。
（三）部分工程未批先建，工程建設管理需進一步規(guī)范
灰騰梁、錦屏送出、黃坪、高嶺擴建等工程在獲得核準意見前已違規(guī)開工建設，其中灰騰梁工程于2013年6月獲得核準，但2010年4月已提前開工建設；錦蘇直流、高嶺擴建、黃坪、灰騰梁、錦屏送出等工程在投產(chǎn)時方取得初步設計批復，設計批復滯后不符合基本建設程序。一定程度反映出電網(wǎng)企業(yè)建設管理不夠規(guī)范，不利于國家對工程投資方向、建設方案和投資成效實施有效管理。
（四）工程決算節(jié)余率偏大，工程造價精細化管理有待加強
從決算較概算的節(jié)余率來看，1項工程控制在10%以內(nèi)，其余7項節(jié)余率均在10%～20%，其中酒泉送出工程節(jié)余率達20.57%。投資節(jié)余的主要原因是工程量偏差較大以及設備材料價格發(fā)生變化，工程造價精細化管理有待加強。
（五）成本核算與管理方式不利于輸配電價的準確核定，有待進一步規(guī)范
目前電網(wǎng)企業(yè)的成本核算與管理方式存在以下問題，不利于輸配電價的準確核定：一是部分工程投產(chǎn)后短期內(nèi)即實施技改，增加了電網(wǎng)的運營成本，如禎州工程投產(chǎn)當年增建一座生產(chǎn)綜合樓，次年改變接線方式，增加三臺220千伏斷路器；黃坪工程投產(chǎn)次年增建一座值休樓。二是目前電網(wǎng)工程的運維成本是按照成本屬性的方式核算，未分電壓等級歸集，輸配電價核定難度較大，只能通過分攤的方式計算，無法保證其真實性和準確性。
（六）竣工決算和環(huán)保驗收滯后，基建程序執(zhí)行不嚴格
原能源部《電力發(fā)、送、變電工程基本建設項目竣工決算報告編制規(guī)程（試行）》（能源經(jīng)〔1992〕960號）明確要求電網(wǎng)工程投產(chǎn)后6個月內(nèi)應完成竣工決算編制。黃坪、錦屏送出、灰騰梁等工程投產(chǎn)已有2至3年，仍未完成竣工決算，在建工程轉(zhuǎn)固定資產(chǎn)完成嚴重滯后。
按照環(huán)?？偩?001年印發(fā)的《建設項目竣工環(huán)境保護驗收管理辦法》（國家環(huán)境保護總局令 第13號）規(guī)定，建設單位工程試生產(chǎn)3個月內(nèi)應提交環(huán)保驗收申請。黃坪、禎州、錦屏送出、高嶺擴建、灰騰梁等工程投產(chǎn)已有2至4年，至今仍未完成竣工環(huán)保驗收。
（七）個別工程設備備用水平超過核準規(guī)模，造成社會資源浪費
錦蘇直流工程在以招投標方式確定了核準規(guī)模的備用換流變壓器的情況下，又在送受端換流站增放了3臺備用換流變壓器。增加的備用換流變壓器由國家電網(wǎng)公司直屬產(chǎn)業(yè)單位山東電工電氣集團有限公司提供，建設期市場價值約1.4億元，工程決算中未含上述資金。從運行實際情況看，這3臺設備從未掛網(wǎng)運行，造成社會資源浪費，并增加了運行維護成本。
三、監(jiān)管意見
（一）加強規(guī)劃銜接，促進網(wǎng)源協(xié)調(diào)發(fā)展
針對新能源發(fā)展與電力規(guī)劃不協(xié)調(diào)、不適應的問題，建議進一步加強網(wǎng)源等規(guī)劃的有效銜接，做好電力供應與需求的統(tǒng)籌規(guī)劃，協(xié)調(diào)好不同類型電源的建設時序，做好新能源規(guī)劃與常規(guī)能源規(guī)劃、電網(wǎng)規(guī)劃與電源規(guī)劃、國家能源規(guī)劃與地方能源規(guī)劃的有效銜接，在新能源有序發(fā)展的同時，利用好既有電網(wǎng)設施，促進電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。
（二）做好電力需求分析，提高負荷預測準確性
電網(wǎng)企業(yè)應做好電力需求分析相關(guān)工作、提高電力需求預測準確性，根據(jù)供需變化及送受端電源建設投產(chǎn)情況，及時提出工程建設規(guī)模及投產(chǎn)時機調(diào)整方案報原核準部門批復后實施，保障并提升設備利用效率。
（三）強化項目建設管理，嚴格執(zhí)行相關(guān)管理辦法
針對部分項目未批先建、竣工決算和環(huán)境保護驗收滯后、設備備用水平超出核準規(guī)模等問題，電網(wǎng)企業(yè)應進一步加強項目管理，規(guī)范工程基建程序，嚴格執(zhí)行項目核準文件以及竣工決算和環(huán)境保護驗收相關(guān)管理辦法。
（四）實行工程投資精細化管理，加強全過程造價控制
針對工程存在投資節(jié)余較大的問題，電網(wǎng)企業(yè)應進一步加強估、概算編制精度，實行工程投資精細化管理，杜絕出現(xiàn)在建工程形成固定資產(chǎn)滯后情況，提高造價管理水平，做好全過程造價控制。
（五）調(diào)整成本核算方式，適應輸配電價改革要求
按照輸配電價改革要求，遵循“準許成本加合理收益”的原則，電網(wǎng)企業(yè)應加強成本管理、改進成本核算方式，對于輸配電成本應分電壓等級、分項目進行歸并核定，以適應輸配成本核算要求。同時，應進一步提升電網(wǎng)技改大修等項目的管理水平，提高企業(yè)運營效益。
附件：
1.典型電網(wǎng)工程概況表
2. 典型電網(wǎng)工程投資成效基本情況分析
附件2
典型電網(wǎng)工程投資成效基本情況分析
對于典型電網(wǎng)工程的投資成效分析，主要是從造價控制、運行實效、電價成本、工程建設、環(huán)境保護等方面對電網(wǎng)工程的投資成效和運營情況進行分析評價。2015年5～11月份，在電網(wǎng)企業(yè)報送工程材料的基礎上，結(jié)合現(xiàn)場核查，對錦蘇直流等8項典型電網(wǎng)工程進行了具體的分析，主要情況如下。
（一）造價控制情況
工程造價分析主要包括工程概算與估算、決算與概算的投資比較以及工程決算完成情況。
8項工程中有7項概算投資控制在估算投資內(nèi)，1項工程概算投資超估算投資。其中，錦屏送出工程概算較估算增加5.47%，主要原因是政策性文件調(diào)整、抗冰加強引起線路工程量和概算費用增加。
8項工程決算投資均控制在概算投資范圍內(nèi)，但節(jié)余率普遍較高。高嶺擴建工程節(jié)余5.31%，錦蘇直流工程、錦屏送出工程、西北二通道工程節(jié)余均在10%，禎州工程節(jié)余13.27%，黃坪工程節(jié)余18.42%，灰騰梁工程節(jié)余19.76%，酒泉送出工程節(jié)余20.57%。除灰騰梁工程投資節(jié)余的原因為主變由購買改搬遷，節(jié)省了設備購置費外，其他工程節(jié)余的主要原因均為施工圖工程量變化及設備、材料招標采購價格降低。
圖1 典型電網(wǎng)工程估算、概算、決算投資比例
黃坪、錦屏送出、灰騰梁工程自投產(chǎn)至2015年6月仍未完成竣工決算審計，在建工程轉(zhuǎn)固定資產(chǎn)完成滯后。
（二）運行實效情況
運行實效分析主要包括工程的功能定位、輸電能力、年輸電量（年利用小時數(shù)）等內(nèi)容與設計預期的比較。
1．跨省區(qū)聯(lián)網(wǎng)工程
（1）西北二通道工程。工程投產(chǎn)后，新疆外送斷面達到4回750千伏線路，加強了新疆電網(wǎng)與西北主網(wǎng)的聯(lián)系，提高了新疆向西北主網(wǎng)的送電能力，為敦煌、柴達木地區(qū)新能源開發(fā)創(chuàng)造了有利條件，同時還提高了海西地區(qū)的供電可靠性，工程所實現(xiàn)的功能定位與設計預期基本一致。但是由于青海省負荷發(fā)展低于預期，且新能源發(fā)展迅速（截至2014年底青海省新能源裝機容量接近450萬千瓦），同時新疆電源建設也存在一定的滯后。2014年，沙州～魚卡雙回750千伏線路輸電量為48.3億千瓦時，煙墩變、沙州變凈上網(wǎng)電量分別為30.8、55.94億千瓦時，哈密～天山換流站雙回750千伏線路、煙墩～天山換流站雙回750千伏線路共向天山換流站送電118.58億千瓦時，煙墩～沙州雙回750千伏線路輸電量僅為23.23億千瓦時，2014年新疆外送斷面最大輸送功率僅為200萬千瓦，不足設計最大輸出功率的50%，輸電能力和輸電量均低于設計預期，且存在反向潮流送電的情況。
（2）錦蘇直流工程。本工程將雅礱江流域官地，錦屏一、二級水電站豐水期富余水電送至江蘇，為四川水電送出和江蘇電網(wǎng)電力供應創(chuàng)造了條件，增強了電網(wǎng)跨區(qū)資源優(yōu)化配置的能力，工程所實現(xiàn)的功能定位與設計預期基本一致。2013、2014年輸電量分別為224.64、352.37億千瓦時，年利用小時數(shù)分別為3120、4894小時。2013年由于錦屏一級、二級及官地電站投產(chǎn)機組容量合計10×60萬千瓦，直流年最大輸送功率630萬千瓦；2014年隨著電站全部投運，直流達到滿功率720萬千瓦運行。其輸電能力和輸電量達到設計預期。
（3）高嶺擴建工程。本工程增強了東北向華北的送電能力，為擴大東北地區(qū)風電的消納創(chuàng)造了條件，工程所實現(xiàn)的功能定位與設計預期基本一致。本工程擴建后，最大輸送功率可達到300萬千瓦左右，2013年、2014年輸電量分別為181.79、217.38億千瓦時，利用小時數(shù)6060、7246小時，工程利用率較高。根據(jù)調(diào)度控制功率曲線來看，東北華北聯(lián)網(wǎng)高嶺背靠背換流站夜間小方式送電功率可達到210萬千瓦，有利于東北地區(qū)風電的消納，輸電能力和輸電量達到設計預期。
2．電廠送出工程
（1）錦屏送出工程。本工程滿足了錦屏一級6×60萬千瓦機組、二級8×60萬千瓦機組和官地4×60萬千瓦機組電力送出的需要，工程所實現(xiàn)的功能定位與設計預期基本一致。該工程包括2012年投運的官地電站至月城變2回、月城變至換流站2回、錦屏二級至換流站2回和2013年投運的月城變至沐溪2回、錦屏一級至換流站3回、錦屏二級至南天2回，共計13回500kV線路。正常方式下，每個通道（2至3回線路）潮流在80至140萬千瓦之間，調(diào)度運行控制功率每回線約250萬千瓦，滿足水電外送要求。2013年錦屏二級、官地電站外送電量230億千瓦時、2014年錦屏一級、二級、官地電站外送電量470億千瓦時。輸電能力和輸電量達到了設計預期。
（2）酒泉送出工程。本工程滿足了酒泉風電基地一期風電項目的匯集和送出，同時還滿足了地區(qū)負荷發(fā)展需求，提高了供電可靠性，工程所實現(xiàn)的功能定位與設計預期基本一致。工程中北大橋東風電、北大橋西風電、干河口西風電、干河口東風電、干河口北風電、橋灣風電、昌馬風電330kV送出線路2013年輸電量分別為2.0、11.4、9.9、10.19、8.4、11.2、14.68億千瓦時，2014年輸電量分別為1.84、9.7、8.41、8.48、7.46、10.2、15.7億千瓦時，輸電能力達到了設計預期。但受電力需求不足的影響，雖未出現(xiàn)因電網(wǎng)原因棄風限電的現(xiàn)象，但工程輸電量低于設計預期。
（3）灰騰梁工程。本工程滿足了灰騰梁地區(qū)12家風電場的匯集送出問題，風電能源的送出能力大幅提高，還提高了錫林郭勒及周邊地區(qū)的供電可靠性，工程所實現(xiàn)的功能定位與設計預期基本一致。變電站2012年、2013年、2014年輸電量分別為69.7、70.8、70.5億千瓦時。2012年調(diào)度運行控制功率為64萬千瓦，2013年第二臺主變投產(chǎn)后，年調(diào)度運行控制功率為128萬千瓦，變電站2012年、2013年、2014年實際最大輸送功率分別為64.3、91.2、84.1萬千瓦；年停運小時數(shù)分別為104.85、109.95、385.46小時，輸電能力和輸電量達到了設計預期。
3．網(wǎng)架加強工程
（1）黃坪工程。本工程加強了滇西北網(wǎng)架，為瀾滄江等大型水電接入云南主網(wǎng)提供了匯集點，滿足了“十二五”及中長期滇西北中小水電富裕容量及三江干流留存云南大型水電外送，同時還減輕了500千伏大理變供電壓力，滿足了大理州北部供電需要，工程所實現(xiàn)的功能定位與設計預期基本一致。工程中黃坪～仁和甲（乙）500千伏線路2013年、2014年最大輸送功率均達到150萬千瓦左右，年輸送電量分別為48.3、41.5億千瓦時；仁和～廠口甲（乙）線路500千伏線路2013年、2014年最大輸送功率均達到300萬千瓦，年輸送電量分別為93.3、146億千瓦時，較好的滿足了滇西北地區(qū)水電匯集送出的需要，因此從匯集送出該地區(qū)水電的角度，該工程輸電能力達到了設計預期。但黃坪變電站2013年、2014年年輸電量僅為12.68、5.08億千瓦時，輸電量低于設計預期，主要原因是當?shù)刎摵砂l(fā)展低于預期。
（2）禎州工程。本工程有效加強了粵東電網(wǎng)與珠三角核心電網(wǎng)的聯(lián)系，進一步拓寬了粵東電源送出通道，為平海電廠等大型電源項目電力安全、高效送出提供保障，有效滿足粵東及珠三角地區(qū)電力負荷發(fā)展需要，工程所實現(xiàn)的功能定位與設計預期基本一致。工程中臚禎雙回500千伏線路2012年至2014年輸電量分別為71.9、89.5、63億千瓦時，最大輸送功率可達250萬千瓦左右；禎寶雙回500千伏線路2012年至2014年輸電量分別為170.6、177.3、145.4億千瓦時，最大輸送功率接近400萬千瓦，因此，從提升粵東電力送出能力的角度，該工程輸電能力達到了設計預期。但禎州500千伏變電站2012年至2014年輸電量僅為8.48、5.9、2.2億千瓦時，輸電量低于設計預期，主要原因是當?shù)刎摵砂l(fā)展低于預期。
（三）電價成本情況
電價成本分析主要包括對工程的測算電價與國家批復電價的對比,以及工程的成本費用分析。
1．電價情況
8項工程中只有錦蘇直流工程及錦屏送出工程國家對其進行了電價核定，其余6項均沒有電價批復。
《關(guān)于向上線和錦蘇線±800千伏特高壓直流示范工程輸電價格的批復》（電監(jiān)價財〔2013〕2號）對錦蘇直流工程的輸電價格進行了批復，錦蘇直流工程的核定輸電價格為0.0856元/千瓦時，輸電損耗率為7%；錦屏送出工程的核定輸電價格為0.0144元/千瓦時。
錦蘇直流工程總投資199.28億元，按照工程目前及未來年均輸送電量330億千瓦時計算，測得工程單位電量分攤電價為0.0946元/千瓦時，與國家批復電價基本持平。
錦屏送出工程總投資54.31億元，按照工程目前及未來年均輸送電量460億千瓦時計算，測得工程單位電量分攤電價為0.0173元/千瓦時，與國家批復電價基本持平。
2．成本情況
電網(wǎng)工程的成本費用主要分為折舊費用、運維大修費用、財務費用、分攤總部管理費用等。
折舊費用按照電網(wǎng)企業(yè)的固定資產(chǎn)管理辦法計提，本次調(diào)研的變電設備的折舊年限為12年，輸電線路的折舊年限為20年。
運維大修費用目前是按照成本屬性進行歸集，在不同工程中進行分攤計算。分攤原則是變電工程根據(jù)固定資產(chǎn)原值的比例進行分攤，線路工程根據(jù)線路長度的比例進行分攤。8項工程年均運維費用均控制在投資總額的2.5%以內(nèi)。
財務費用主要為工程建設貸款發(fā)生的利息費用，依據(jù)工程貸款額度和年限不同而不同。
分攤總部管理費用主要指電網(wǎng)企業(yè)總部分攤到跨區(qū)聯(lián)網(wǎng)工程上的除折舊費用、運維大修費用、財務費用以外的管理成本費用，費用按照工程輸電量占系統(tǒng)聯(lián)網(wǎng)輸電量的比例進行測算取得。8項工程中,高嶺擴建工程、錦蘇直流工程計列了該項費用,2014年兩工程該項費用分別為13658.16萬元和22139.69萬元。
（四）工程建設與環(huán)境保護情況
1．工程建設情況
8項工程均如期建成投產(chǎn)。其中4項工程開工時間先于核準時間，其關(guān)鍵時間節(jié)點如下：
（1）灰騰梁工程 2013年6月核準，2013年9月批復初步設計。1號變2010年4月開工、2011年9月投產(chǎn)，2號變2013年4月開工、2013年9月投產(chǎn)。
（2）錦屏送出工程 2011年12月核準，2012年9月批復初步設計，2010年10月開工。
（3）黃坪工程 2011年12月核準，2013年批復初步設計。2011年3月開工，2013年5月投產(chǎn)。
（4）高嶺擴建工程 2012年7月核準，2012年12月批復初步設計。2012年2月開工，2012年11月投產(chǎn)。
1項工程的建設規(guī)模與核準規(guī)模不符?；因v梁工程核準規(guī)模為新建2組主變、1組高抗，實際建設規(guī)模為新建1組主變、搬遷1組主變及1組高抗。
2項工程投產(chǎn)短期內(nèi)實施技改項目。黃坪變電站2013年投入運行，2014年新建1個值休樓。禎州變電站2011年投入運行，增建1個生產(chǎn)綜合樓，多用地0.19公頃，2012年220千伏由雙母線改造為雙母雙分段接線。基建與生產(chǎn)標準不統(tǒng)一，工程投產(chǎn)短期內(nèi)實施技改項目，存在建成即改現(xiàn)象。
2．環(huán)境保護情況
8項工程中有3項工程嚴格履行了環(huán)保手續(xù)，但黃坪工程等5項工程投入正式運行后仍未取得環(huán)保驗收意見。
（1）黃坪工程 2013年5月投產(chǎn)，截至2015年7月已完成環(huán)境保護驗收調(diào)查和監(jiān)測，因廠口變廠界噪聲治理和仁和開關(guān)站排水系統(tǒng)正在整改中，尚未取得環(huán)保部門驗收合格意見。
（2）禎州工程 2011年5?
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