錦蘇直流等八項典型電網(wǎng)工程

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(shè)、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(chǔ)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(shè)備購置費外，其他工程節(jié)余1的主要原因均為施工圖工程量變化及設(shè)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(shè)計預期的比較。．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(shè)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2源建設(shè)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(shè)計最大輸出功率的50%，輸電能力和輸電量均低于設(shè)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(yīng)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(shè)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(shè)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(shè)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3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(shè)計預期。．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(shè)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(shè)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(shè)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330kV4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(shè)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(shè)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(shè)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(shè)計預期。．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(shè)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5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(shè)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(shè)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(shè)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(shè)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(shè)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6電價的對比,以及工程的成本費用分析。．電價情況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。．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(wù)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(shè)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7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(wù)費用主要為工程建設(shè)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(wù)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(shè)與環(huán)境保護情況．工程建設(shè)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(shè)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(shè)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(shè)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8批復初步設(shè)計。 2012年2月開工，2012年11月投產(chǎn)。項工程的建設(shè)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(shè)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月投產(chǎn)，其中禎州500千伏變電站工程于2013年7月取得廣東省環(huán)保廳驗收合格意見。千伏臚崗-禎州線路工程因改線穿越了惠東縣蓮花山白盆珠自然保護區(qū)和海豐縣境內(nèi)飲用水源保護區(qū)的情況與環(huán)評批復不一致，截止2015年7月尚未取得環(huán)保部門驗收合9格意見。（3）錦屏送出工程 2013年12月全部投產(chǎn)，由于線路工程仍有未拆遷房屋和沿線敏感目標發(fā)生變化，截止 2015年7月尚未取得環(huán)保部門驗收合格意見。4）高嶺擴建工程2012年11月投產(chǎn)，2013年7月已委托開展竣工環(huán)保驗收調(diào)