为促进电网工程前期科学论证规划，加强对电网工程建设运营的事中事后监管，进一步引导电网企业提升电网工程投资成效和运行实效，按照《国家能源局2017年市场监管工作要点》(国能监管〔2017〕81号)的要求，2017年国家能源局组织开展了浙福特高压交流等10项典型电网工程投资成效监管工作。

　　一、基本情况

　　本次监管工作采取“双随机、一公开”抽查方式选取了浙福特高压交流等10项典型电网工程(工程名称详见附表1，文中均采用工程简称)，其中特高压工程4项、跨省区联网工程1项、电源送出工程2项、网架加强工程3项。同时，对往年检查过的部分典型直流工程进行了“回头看”。在电网企业报送自查报告及相关工程信息的基础上，我局组织相关派出能源监管机构、国家发展改革委成本调查中心、电力规划设计总院、中国电力企业联合会等有关单位从规划落实、运行实效、投资效益等方面对部分工程从投产至2017年6月的投资成效情况进行了现场核查。

　　从监管情况来看，大部分工程实现了设计预期的功能，但浙福、哈郑、天一等工程的输电量偏低;大部分工程运行情况总体良好，但溪洛渡、糯扎渡工程输电损耗偏高，哈郑、糯扎渡、溪洛渡工程的部分可靠性指标略低于全国平均水平;全部工程造价均未超核准投资，但浙福、溪洛渡、糯扎渡、溪浙、哈郑工程单项突破核准规模或投资较高;大部分工程建设程序合理，但武川工程在获得核准意见前已违规开工建设。“回头看”工程总体运行良好，运行效益逐步稳定，但大部分直流工程平均利用小时数不足5000小时(详见附表2)。

　　二、存在问题

　　(一)部分工程运行最大功率未达预期，输电效益未充分发挥

　　部分工程由于负荷预测偏高、市场供需变化较大、工程建设与电源发展不协调等问题，投运后最大输电功率一直未达预期，输电能力发挥不充分，工程利用小时数偏低，输电效益未充分发挥。

　　专栏1：

　　1.哈郑工程设计输送容量为800万千瓦，然而自2014年1月27日投产以来最大输送功率一直低于设计水平，维持在500万千瓦以下。2014~2016年实际利用小时数分别为1650、3136、4033小时。

　　2.工程核准文件明确浙福工程是“为提高华东电网供电可靠性，加大接受区外电力能力，满足福建与浙江联网送电需要”。工程投产以来，发挥了一定的联网功能，但输电能力发挥不充分，2015、2016年实际运行最大功率分别为135、170万千瓦;年平均功率分别为18.28、19.46万千瓦，仅分别为设计能力的3.6%和3.8%;年利用小时数保持在较低水平，2015、2016年分别为314、334小时。

　　3.天一工程实际最大输电功率为53.5万千瓦，仅为设计能力的27.3%;2016年送电约22.8亿千瓦时，累计利用小时数1163小时，利用率不足。

　　(二)部分重大直流工程发生强迫停运，部分可靠性指标低于全国平均水平，运行效率有待进一步提升

　　哈郑、溪浙、糯扎渡、溪洛渡工程出现部分阀组强迫停运和单极强迫停运的情况，部分年度的强迫能量不可用率偏高，工程可靠性指标偏低。

　　专栏2：

　　1.2015年，溪浙发生阀组强迫停运1次，停运时间3.880小时，单极强迫停运2次，停运时间246.24小时，强迫能量不可用率1.42%，高于0.523%的同期全国水平。

　　2.2016年，哈郑发生阀组强迫停运1次，停运时间14.45小时，单极强迫停运1次，停运时间25.08小时，强迫能量不可用率0.18%;糯扎渡发生阀组强迫停运3次，停运时间143.03小时，单极强迫停运3次，停运时间162.1小时，强迫能量不可用率0.3%;溪洛渡单极强迫停运3次，停运时间82.45小时，强迫能量不可用率0.3%。上述三个工程年度的能量不可用率均高于0.061%的同期全国水平。

　　(三)个别直流接地极工程存在建设过程中方案多次调整、建成运行后与油气管道工程相互影响等问题，导致相关电源送出受限，工程自身运行方式受限、短时输电能力下降

　　个别直流接地极工程由于建设进度受阻、方案多次调整导致投产时间晚于计划近两年，造成同期建设的水电站发电能力受限。部分建成运行后的直流接地极工程与临近的油气管道工程存在相互影响，尤其在负荷集中的发达地区，难以通过地理空间避让的方式消除彼此干扰，导致直流工程运行方式受限，灵活性降低，输电损耗增加，短时输电能力下降。

　　专栏3：

　　1.由于糯扎渡工程送端接地极建设进度受阻、方案多次调整，导致预期2012年汛前投产单极(250万千瓦)，2013年汛前投产双极(500万千瓦)的时间推后，实际投运时间比计划滞后18-20个月。2013年9月此工程最大输电功率125万千瓦，至2015年5月最大输电功率逐步提升至500万千瓦，比计划滞后1-2年，导致2012年9月至2013年9月糯扎渡电站65~325万千瓦电力无法送出;2013年9月至2015年4月期间，约250万千瓦的电力无法送出。

　　2.溪洛渡工程、溪浙工程接地极与油气管道距离较近，为控制故障后接地极入地电流对油气管网的影响，需限制接地极运行方式，快速压减40%~60%的直流功率，造成短时输电能力明显下降，系统调控难度和风险相应大幅增加。

　　3.受油气管线影响，在单极运行方式下，直流线路需按金属回线方式运行，增加运行损耗。2013~2016年，溪洛渡工程单极运行时间较长，工程综合损耗达7.6%，高于规划预期的5%;糯扎渡工程2013~2016年综合损耗6.2%，高于预期的3.8%。

　　(四)部分工程智能化关键设备可靠性不足，未发挥应有作用

　　国网公司部分智能变电站试点项目中部分智能化关键设备存在质量和运行可靠性不高等问题，目前处于停用或减少使用状态。

　　专栏4：

　　乐亭工程属于国网公司第一批智能变电站试点项目，按照智能化方案进行建设，比同时期同规模的普通非智能变电站增加投资约1500万元(包括合并单元等智能化关键设备投资)。由于合并单元等智能化关键设备存在质量和运行可靠性不高等问题，2015年国网公司发文取消了330千伏及以上智能站合并单元配置，目前国网公司新建智能变电站已停用或减少使用这些设备;已投产的变电站也在计划整改中，整站拆除增加了停电时间。

　　(五)个别工程使用效率低，容量电费比重偏高

　　浙福工程由浙江、福建两省联网部分和浙江省内网架加强部分构成。国家电网公司目前采用两部制电价方式在华东全网收取电费，由于使用效率低，容量电费比重偏高。