能源局:锦苏直流等八项典型电网工程存在未批先建等问题

2016年08月02日09:31  来源:人民网-能源频道
 

人民网北京8月2日电(记者杜燕飞) 近日,国家能源局印发《锦苏直流等八项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、电价成本、工程建设与环境保护等方面对锦苏直流等8项典型电网工程(其中跨省区联网工程3项、电源送出工程3项、网架加强工程2项)自投产后至2015年6月的投资成效和运营情况进行了全面分析,指出七方面问题,提出五条监管意见。

这8项工程具体为:四川锦屏至江苏苏南±800千伏特高压直流输电工程、锦屏梯级水电站500千伏送出工程、酒泉风电一期配套送出330千伏输变电工程、新疆与西北主网联网750千伏第二通道输变电工程、东北华北联网高岭背靠背换流站扩建工程、云南黄坪500千伏输变电工程、广东祯州500千伏输变电工程和内蒙古灰腾梁500千伏输变电工程,涉及国家电网公司、南方电网公司和内蒙古电力公司三家电网企业。

《报告》指出的七个方面的问题包括:一是新能源发展与既有电力规划未能有效衔接,一定程度上影响了电网工程利用率;二是部分工程受端电力需求低于预期,项目功能未充分发挥;三是部分工程未批先建,工程建设管理需进一步规范;四是工程决算节余率偏大,工程造价精细化管理有待加强;五是成本核算与管理方式不利于输配电价的准确核定,有待进一步规范;六是竣工决算和环保验收滞后,基建程序执行不严格;七是个别工程设备备用水平超过核准规模,造成社会资源浪费。

针对存在的问题,《报告》提出了五条监管意见。一是加强规划衔接,促进网源协调发展;二是做好电力需求分析,提高负荷预测准确性;三是强化项目建设管理,严格执行相关管理办法;四是实行工程投资精细化管理,加强全过程造价控制;五是调整成本核算方式,适应输配电价改革要求。

附:国家能源局监管公告2016年第8号(总第41号)

锦苏直流等八项典型电网工程投资成效监管报告

二〇一六年七月

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《国家能源局关于印发2015年市场监管重点专项监管工作计划的通知》(国能监管〔2015〕183号)的要求,2015年国家能源局组织开展锦苏直流等8项典型电网工程投资成效监管工作。

一、基本情况

本次工作共选取了锦苏直流等8项典型电网工程(工程名称详见附件1,文中均采用工程简称),其中跨省区联网工程3项、电源送出工程3项、网架加强工程2项。在电网企业报送自查报告及相关工程信息的基础上,我局组织相关派出机构、电力规划设计总院、中国电力企业联合会等有关单位对上述8项工程进行了现场核查,并从造价控制、运行实效、电价成本、工程建设与环境保护等方面对这8项工程自投产后至2015年6月的投资成效情况进行了全面分析(详见附件2)。

总的来看,8项工程造价控制均未出现超概算现象,但锦屏送出工程概算突破核准投资,大部分工程决算较概算节余率偏高;8项工程的功能定位均与设计预期基本一致,但西北二通道、酒泉送出、黄坪、祯州工程的输电量低于设计预期;大部分工程的成本费用控制在合理范围内,但现行的成本核算与管理方式不利于输配电价的准确核定;8项工程均如期建成投产,但灰腾梁、锦屏送出、黄坪、高岭扩建工程在获得核准意见前已违规开工建设,锦苏直流、高岭扩建、黄坪、灰腾梁、锦屏送出工程在投产时方取得初步设计批复;大部分工程在建设施工中采取了有效的环保措施,但黄坪、祯州、锦屏送出、高岭扩建、灰腾梁工程未取得环保部门验收合格意见。

二、存在问题

(一)新能源发展与既有电力规划未能有效衔接,一定程度上影响了电网工程利用率

目前,部分地区新能源发展迅猛,快速改变了当地供电格局。有些地区未能充分考虑系统消纳能力,且与既有电力规划缺乏统筹协调,导致弃风弃光与电网设施闲置情况并存,部分既有电网工程利用率偏低。

酒泉送出工程实现了酒泉风电基地一期电力的汇集和送出功能,但由于新能源发电装机增长过快、消纳能力不足,导致弃风弃光情况加剧、新能源外送电量下降,送出工程负荷率偏低。西北二通道、黄坪工程所在地的新能源装机跨越式增长,一定程度满足了地方负荷需求,客观上减少了西北二通道、黄坪工程的输电量,一定程度上影响电网工程利用率。

专栏1

2012~2014年, 酒泉送出工程所在的甘肃省风电装机由634万千瓦增长到1008万千瓦,太阳能装机从43万千瓦增长到517万千瓦,年均增长率分别为26%和247%,2014年甘肃省弃风率和弃光率分别为11%和37%,2015年上半年分别为37%和28%。

2012~2014年,二通道工程受电侧青海省风电装机容量由2万千瓦增长到32万千瓦,太阳能装机容量由136万千瓦增长到411万千瓦,年均增长率分别为300%和74%。新能源的快速增长一定程度上满足了当地负荷需求,需从西北二通道受入电力的需求减小。

黄坪工程于2013年投产,2014年随着当地新增新能源约37万千瓦并网投运,部分满足了地方负荷需求,导致2014年黄坪变下网电量由2013年的12.68亿千瓦时下降为5.08亿千瓦时,同比降低59.94%。

(二)部分工程受端电力需求低于预期,项目功能未充分发挥

由于近年来国内经济下行压力较大,部分地区出现电力需求明显低于预期的情况,但电网企业在工程建设中未能充分考虑并主动适应电力需求变化,导致部分项目功能发挥不充分。

西北二通道工程与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构成了新疆与西北主网联络断面,在其设计和运行阶段均与一通道工程统一研究,两者密不可分,在评价工程输电能力等功能时需将两个通道统一考虑。考虑到2013年的典型电网工程投资成效监管报告已专门评价了一通道工程,本次监管只选择了西北二通道工程。)共同作为新疆与西北主网的联络通道,提高了新疆向西北主网的送电能力,增强了新疆电网的安全保障能力。但由于负荷发展低于预期,加上受电侧青海省当地新能源发展迅速以及送电侧新疆配套电源建设滞后,西北一、二通道工程外送断面最大输送功率不到设计预期的一半,2014年最大功率利用小时数仅为970小时。祯州、黄坪工程受当地实际用电需求远低于预期影响,2014年主变最大功率利用小时数仅为221、677小时。

专栏2

西北一、二通道设计最大送电能力约400~500万千瓦。工程投产后,青海省负荷发展低于预期,按可行性研究报告预测,青海省“十二五”前四年全社会用电量增长326亿千瓦时,实际增长261.21亿千瓦时,低于预期19.87%。加上青海省当地新能源发展迅速以及新疆配套电源建设滞后,致使2014年新疆外送断面最大输送功率仅为200万千瓦,不到设计预期的一半。2014年累计输送电量48.5亿千瓦时,最大利用小时数仅为970小时。

祯州工程所在的广东惠州地区负荷发展也远低于预期,按可行性研究报告预测,惠州市“十二五”前四年全社会用电量增长139.6亿千瓦时,实际增长77.6亿千瓦时,低于预期44.4%。导致2014年祯州工程主变下网电量为2.21亿千瓦时,主变负载率仅为2.5%。黄坪工程由于规划的电解铝项目没有建设,2013年主变下网电量为12.68亿千瓦时,主变负载率仅为7.7%。

(三)部分工程未批先建,工程建设管理需进一步规范

灰腾梁、锦屏送出、黄坪、高岭扩建等工程在获得核准意见前已违规开工建设,其中灰腾梁工程于2013年6月获得核准,但2010年4月已提前开工建设;锦苏直流、高岭扩建、黄坪、灰腾梁、锦屏送出等工程在投产时方取得初步设计批复,设计批复滞后不符合基本建设程序。一定程度反映出电网企业建设管理不够规范,不利于国家对工程投资方向、建设方案和投资成效实施有效管理。

(四)工程决算节余率偏大,工程造价精细化管理有待加强

从决算较概算的节余率来看,1项工程控制在10%以内,其余7项节余率均在10%~20%,其中酒泉送出工程节余率达20.57%。投资节余的主要原因是工程量偏差较大以及设备材料价格发生变化,工程造价精细化管理有待加强。

(五)成本核算与管理方式不利于输配电价的准确核定,有待进一步规范

目前电网企业的成本核算与管理方式存在以下问题,不利于输配电价的准确核定:一是部分工程投产后短期内即实施技改,增加了电网的运营成本,如祯州工程投产当年增建一座生产综合楼,次年改变接线方式,增加三台220千伏断路器;黄坪工程投产次年增建一座值休楼。二是目前电网工程的运维成本是按照成本属性的方式核算,未分电压等级归集,输配电价核定难度较大,只能通过分摊的方式计算,无法保证其真实性和准确性。

(六)竣工决算和环保验收滞后,基建程序执行不严格

原能源部《电力发、送、变电工程基本建设项目竣工决算报告编制规程(试行)》(能源经〔1992〕960号)明确要求电网工程投产后6个月内应完成竣工决算编制。黄坪、锦屏送出、灰腾梁等工程投产已有2至3年,仍未完成竣工决算,在建工程转固定资产完成严重滞后。

按照环保总局2001年印发的《建设项目竣工环境保护验收管理办法》(国家环境保护总局令 第13号)规定,建设单位工程试生产3个月内应提交环保验收申请。黄坪、祯州、锦屏送出、高岭扩建、灰腾梁等工程投产已有2至4年,至今仍未完成竣工环保验收。

(七)个别工程设备备用水平超过核准规模,造成社会资源浪费

锦苏直流工程在以招投标方式确定了核准规模的备用换流变压器的情况下,又在送受端换流站增放了3台备用换流变压器。增加的备用换流变压器由国家电网公司直属产业单位山东电工电气集团有限公司提供,建设期市场价值约1.4亿元,工程决算中未含上述资金。从运行实际情况看,这3台设备从未挂网运行,造成社会资源浪费,并增加了运行维护成本。

三、监管意见

(一)加强规划衔接,促进网源协调发展

针对新能源发展与电力规划不协调、不适应的问题,建议进一步加强网源等规划的有效衔接,做好电力供应与需求的统筹规划,协调好不同类型电源的建设时序,做好新能源规划与常规能源规划、电网规划与电源规划、国家能源规划与地方能源规划的有效衔接,在新能源有序发展的同时,利用好既有电网设施,促进电网安全稳定运行。

(二)做好电力需求分析,提高负荷预测准确性

电网企业应做好电力需求分析相关工作、提高电力需求预测准确性,根据供需变化及送受端电源建设投产情况,及时提出工程建设规模及投产时机调整方案报原核准部门批复后实施,保障并提升设备利用效率。

(三)强化项目建设管理,严格执行相关管理办法

针对部分项目未批先建、竣工决算和环境保护验收滞后、设备备用水平超出核准规模等问题,电网企业应进一步加强项目管理,规范工程基建程序,严格执行项目核准文件以及竣工决算和环境保护验收相关管理办法。

(四)实行工程投资精细化管理,加强全过程造价控制

针对工程存在投资节余较大的问题,电网企业应进一步加强估、概算编制精度,实行工程投资精细化管理,杜绝出现在建工程形成固定资产滞后情况,提高造价管理水平,做好全过程造价控制。

(五)调整成本核算方式,适应输配电价改革要求

按照输配电价改革要求,遵循“准许成本加合理收益”的原则,电网企业应加强成本管理、改进成本核算方式,对于输配电成本应分电压等级、分项目进行归并核定,以适应输配成本核算要求。同时,应进一步提升电网技改大修等项目的管理水平,提高企业运营效益。

(责编:杜燕飞、王静)