索比光伏网讯:国家能源局近日发布《典型电网工程投资成效监管报告》（以下简称《报告》），从造价控制、运行实效、经济效益三方面对选取的10项典型电网工程进行了分析。10项典型电网工程包括向上±800千伏直流工程、宁东±660千伏直流工程、呼辽±500千伏直流工程、云广±800千伏直流工程、贵广二回±500千伏直流工程5项跨省、区直流输电工程；拉西瓦750千伏水电送出工程、宁海电厂～苍岩500千伏线路工程、呼市丰泰电厂～永圣域双回220千伏输电工程3项电厂送出工程；哈密～安西750千伏输变电工程、肇庆～花都～博罗500千伏线路工程2项网架加强工程。
多数工程运行实效达到预期
直流工程运行实效低于预期
《报告》显示，跨省区直流输电工程中，向上±800千伏直流工程由于送端电源与输电工程建设时序互不衔接，运行实效暂未达到原设计预期（年利用小时数4200～5000小时）。该工程于2010年7月投产，而向家坝水电站2012年10月开始陆续投产。2011年、2012年直流输电量56亿千瓦时、144亿千瓦时；利用小时数881小时和2260小时，送出电量为四川丰水期季节性富余水电。截至2013年10月，向上直流送电量约259亿千瓦时，利用小时数4040小时，向家坝电站计划于2014年6月全部投产，届时该工程实效有望得到充分发挥。
呼辽±500千伏直流运行实效略低于原设计预期（年利用小时数5500小时），由于东北地区整体用电量需求低于预期，辽宁本地电源较多，呼辽直流投产后实际年输送电量约142亿千瓦时，利用小时数约为4760小时左右。
宁东±660千伏直流运行实效超出原设计预期（年利用小时数5500小时），2011年、2012年输电量分别为257亿千瓦时和281亿千瓦时，年利用小时分别达到6415小时和7016小时。
贵广二回±500千伏直流、云广±800千伏直流2个项目均以南方电网“云电送粤”、“贵电送粤”协议电量为目标运行，运行实效与原设计预期基本一致（贵广二回±500千伏直流年利用小时数5500小时、云广±800千伏直流年利用小时数4200小时）。2010年以后贵州增加构皮滩水电外送通道，且省内电源建设相对滞后，贵广二回±500千伏直流利用小时数由2008年的5400小时逐降至2012年的4300小时左右。云广±800千伏直流2011年、2012年输电量为158亿千瓦时和211亿千瓦时，利用小时为3179小时和4228小时，符合云南水电外送特性。
3项电厂送出工程功能定位均与原设计预期一致。其投产时间与电厂投运时间匹配，未出现电厂窝电或送出线路利用率低情况。
2项网架加强工程功能定位与原设计预期一致。其中，肇庆～花都～博罗500千伏工程2010年后输电方向由此前的西向东送电转为东向西送电为主，逐步变为广东电网主供电网架，工程利用率有所提高。
多数工程造价得到控制，经济效益较好
向上、呼辽直流经济效益低于预期
《报告》显示，所有项目决算投资均在批准概算投资范围内，部分工程结余较大；个别工程决算投资超核准投资。其中，贵广二回±500千伏直流工程决算比核准投资增加15.93%（实际决算较概算批复结余仅为5.01%），主要原因是发改委核准投资较可研估算核减较多。云广±800千伏直流工程决算比核准投资增加2.62%，主要原因是核准估算和初设批复的时间跨度较长，工程设备材料价格大幅上涨。
《报告》指出，从2012年的经济效益来看，向上±800千伏直流工程经济效益低于预期。该工程2012年损耗电量为6.82亿千瓦时，损耗率为4.7%，相比批复电价时的测算输电线损率7%，损耗率减少了2.3%。该工程2012年输电量为144.67亿千瓦时，相比批复电价时的测算电量320亿千瓦时，输电量减少了175.33亿千瓦时。
呼辽±500千伏直流工程经济效益低于预期。该工程2012年损耗电量为7.61亿千瓦时，损耗率为5.3%，相比批复电价时的测算输电线损率5%，损耗率增加了0.3%。该工程2012年输电量为142.71亿千瓦时，相比批复电价时的测算电量165亿千瓦时，输电量减少了22.29亿千瓦时。
宁东±660千伏直流工程经济效益好于预期。国家发改委从2011年至2013年发布了多项文件对该工程电价进行调整。该工程2012年损耗电量为14.10亿千瓦时，损耗率为5%，相比批复电价时的测算输电线损率7%，损耗率减少了2%。该工程2012年输电量为280.64亿千瓦时，相比批复电价时的测算电量220亿千瓦时，输电量增加了60.64亿千瓦时。
云广±800千伏直流工程、贵广二回±500千伏直流工程云广、贵广直流按照协议电量目标运行，与原预期一致，其经济效益也与原预期相当。
除5个直流工程外，其他5个工程由于没有单独的电价核定，其经济效益暂时不予分析。
加强规划和前期论证、
网源协调、成本统计工作
《报告》建议，电网企业应以规划为指导，研究中长期电力需求、电源布局、电网条件等因素，按适度超前原则控制进度，保证工程投资成效。送受端电源、市场合理规划有利于保证直流工程高利用率和经济性。
《报告》同时建议，要协调电源与送出工程建设，尽量避免出现窝电或者因电源投产不到位造成的输电工程利用率低的情况。
此外，科学统计运行成本也是为合理确定电价打好基础，既保证送端电量上网的积极性,又满足电网工程投资回收和还本付息的要求。对此，《报告》指出，由于工程实际输送电量与测算输电电价采用的电量不同，造成一些工程无法满足还本付息，而另一些工程效益过高。2011年“黔电送粤”上网关口电价低于贵州省燃煤机组脱硫标杆电价，造成贵州侧送电上网积极性不高，当年度输电量远低于协议电量，影响工程利用率。2012年，国家发改委、原电监会对“西电东送”价格进行了调整，当年度输电量明显好转。
多数工程运行实效达到预期
直流工程运行实效低于预期
《报告》显示，跨省区直流输电工程中，向上±800千伏直流工程由于送端电源与输电工程建设时序互不衔接，运行实效暂未达到原设计预期（年利用小时数4200～5000小时）。该工程于2010年7月投产，而向家坝水电站2012年10月开始陆续投产。2011年、2012年直流输电量56亿千瓦时、144亿千瓦时；利用小时数881小时和2260小时，送出电量为四川丰水期季节性富余水电。截至2013年10月，向上直流送电量约259亿千瓦时，利用小时数4040小时，向家坝电站计划于2014年6月全部投产，届时该工程实效有望得到充分发挥。
呼辽±500千伏直流运行实效略低于原设计预期（年利用小时数5500小时），由于东北地区整体用电量需求低于预期，辽宁本地电源较多，呼辽直流投产后实际年输送电量约142亿千瓦时，利用小时数约为4760小时左右。
宁东±660千伏直流运行实效超出原设计预期（年利用小时数5500小时），2011年、2012年输电量分别为257亿千瓦时和281亿千瓦时，年利用小时分别达到6415小时和7016小时。
贵广二回±500千伏直流、云广±800千伏直流2个项目均以南方电网“云电送粤”、“贵电送粤”协议电量为目标运行，运行实效与原设计预期基本一致（贵广二回±500千伏直流年利用小时数5500小时、云广±800千伏直流年利用小时数4200小时）。2010年以后贵州增加构皮滩水电外送通道，且省内电源建设相对滞后，贵广二回±500千伏直流利用小时数由2008年的5400小时逐降至2012年的4300小时左右。云广±800千伏直流2011年、2012年输电量为158亿千瓦时和211亿千瓦时，利用小时为3179小时和4228小时，符合云南水电外送特性。
3项电厂送出工程功能定位均与原设计预期一致。其投产时间与电厂投运时间匹配，未出现电厂窝电或送出线路利用率低情况。
2项网架加强工程功能定位与原设计预期一致。其中，肇庆～花都～博罗500千伏工程2010年后输电方向由此前的西向东送电转为东向西送电为主，逐步变为广东电网主供电网架，工程利用率有所提高。
多数工程造价得到控制，经济效益较好
向上、呼辽直流经济效益低于预期
《报告》显示，所有项目决算投资均在批准概算投资范围内，部分工程结余较大；个别工程决算投资超核准投资。其中，贵广二回±500千伏直流工程决算比核准投资增加15.93%（实际决算较概算批复结余仅为5.01%），主要原因是发改委核准投资较可研估算核减较多。云广±800千伏直流工程决算比核准投资增加2.62%，主要原因是核准估算和初设批复的时间跨度较长，工程设备材料价格大幅上涨。
《报告》指出，从2012年的经济效益来看，向上±800千伏直流工程经济效益低于预期。该工程2012年损耗电量为6.82亿千瓦时，损耗率为4.7%，相比批复电价时的测算输电线损率7%，损耗率减少了2.3%。该工程2012年输电量为144.67亿千瓦时，相比批复电价时的测算电量320亿千瓦时，输电量减少了175.33亿千瓦时。
呼辽±500千伏直流工程经济效益低于预期。该工程2012年损耗电量为7.61亿千瓦时，损耗率为5.3%，相比批复电价时的测算输电线损率5%，损耗率增加了0.3%。该工程2012年输电量为142.71亿千瓦时，相比批复电价时的测算电量165亿千瓦时，输电量减少了22.29亿千瓦时。
宁东±660千伏直流工程经济效益好于预期。国家发改委从2011年至2013年发布了多项文件对该工程电价进行调整。该工程2012年损耗电量为14.10亿千瓦时，损耗率为5%，相比批复电价时的测算输电线损率7%，损耗率减少了2%。该工程2012年输电量为280.64亿千瓦时，相比批复电价时的测算电量220亿千瓦时，输电量增加了60.64亿千瓦时。
云广±800千伏直流工程、贵广二回±500千伏直流工程云广、贵广直流按照协议电量目标运行，与原预期一致，其经济效益也与原预期相当。
除5个直流工程外，其他5个工程由于没有单独的电价核定，其经济效益暂时不予分析。
加强规划和前期论证、
网源协调、成本统计工作
《报告》建议，电网企业应以规划为指导，研究中长期电力需求、电源布局、电网条件等因素，按适度超前原则控制进度，保证工程投资成效。送受端电源、市场合理规划有利于保证直流工程高利用率和经济性。
《报告》同时建议，要协调电源与送出工程建设，尽量避免出现窝电或者因电源投产不到位造成的输电工程利用率低的情况。
此外，科学统计运行成本也是为合理确定电价打好基础，既保证送端电量上网的积极性,又满足电网工程投资回收和还本付息的要求。对此，《报告》指出，由于工程实际输送电量与测算输电电价采用的电量不同，造成一些工程无法满足还本付息，而另一些工程效益过高。2011年“黔电送粤”上网关口电价低于贵州省燃煤机组脱硫标杆电价，造成贵州侧送电上网积极性不高，当年度输电量远低于协议电量，影响工程利用率。2012年，国家发改委、原电监会对“西电东送”价格进行了调整，当年度输电量明显好转。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201406/10/216565.html
