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國家能源局近日發布《典型電網工程投資成效監管報告》（以下簡稱《報告》），從造價控制、運行實效、經濟效益三方面對選取的10項典型電網工程進行了分析。10項典型電網工程包括向上±800千伏直流工程、寧東±660千伏直流工程、呼遼±500千伏直流工程、云廣±800千伏直流工程、貴廣二回±500千伏直流工程5項跨省、區直流輸電工程；拉西瓦750千伏水電送出工程、寧海電廠～蒼巖500千伏線路工程、呼市豐泰電廠～永圣域雙回220千伏輸電工程3項電廠送出工程；哈密～安西750千伏輸變電工程、肇慶～花都～博羅500千伏線路工程2項網架加強工程。
多數工程運行實效達到預期
直流工程運行實效低于預期
《報告》顯示，跨省區直流輸電工程中，向上±800千伏直流工程由于送端電源與輸電工程建設時序互不銜接，運行實效暫未達到原設計預期（年利用小時數4200～5000小時）。該工程于2010年7月投產，而向家壩水電站2012年10月開始陸續投產。2011年、2012年直流輸電量56億千瓦時、144億千瓦時；利用小時數881小時和2260小時，送出電量為四川豐水期季節性富余水電。截至2013年10月，向上直流送電量約259億千瓦時，利用小時數4040小時，向家壩電站計劃于2014年6月全部投產，屆時該工程實效有望得到充分發揮。
呼遼±500千伏直流運行實效略低于原設計預期（年利用小時數5500小時），由于東北地區整體用電量需求低于預期，遼寧本地電源較多，呼遼直流投產后實際年輸送電量約142億千瓦時，利用小時數約為4760小時左右。
寧東±660千伏直流運行實效超出原設計預期（年利用小時數5500小時），2011年、2012年輸電量分別為257億千瓦時和281億千瓦時，年利用小時分別達到6415小時和7016小時。
貴廣二回±500千伏直流、云廣±800千伏直流2個項目均以南方電網“云電送粵”、“貴電送粵”協議電量為目標運行，運行實效與原設計預期基本一致（貴廣二回±500千伏直流年利用小時數5500小時、云廣±800千伏直流年利用小時數4200小時）。2010年以后貴州增加構皮灘水電外送通道，且省內電源建設相對滯后，貴廣二回±500千伏直流利用小時數由2008年的5400小時逐降至2012年的4300小時左右。云廣±800千伏直流2011年、2012年輸電量為158億千瓦時和211億千瓦時，利用小時為3179小時和4228小時，符合云南水電外送特性。
3項電廠送出工程功能定位均與原設計預期一致。其投產時間與電廠投運時間匹配，未出現電廠窩電或送出線路利用率低情況。
2項網架加強工程功能定位與原設計預期一致。其中，肇慶～花都～博羅500千伏工程2010年后輸電方向由此前的西向東送電轉為東向西送電為主，逐步變為廣東電網主供電網架，工程利用率有所提高。
多數工程造價得到控制，經濟效益較好
向上、呼遼直流經濟效益低于預期
《報告》顯示，所有項目決算投資均在批準概算投資范圍內，部分工程結余較大；個別工程決算投資超核準投資。其中，貴廣二回±500千伏直流工程決算比核準投資增加15.93%（實際決算較概算批復結余僅為5.01%），主要原因是發改委核準投資較可研估算核減較多。云廣±800千伏直流工程決算比核準投資增加2.62%，主要原因是核準估算和初設批復的時間跨度較長，工程設備材料價格大幅上漲。
《報告》指出，從2012年的經濟效益來看，向上±800千伏直流工程經濟效益低于預期。該工程2012年損耗電量為6.82億千瓦時，損耗率為4.7%，相比批復電價時的測算輸電線損率7%，損耗率減少了2.3%。該工程2012年輸電量為144.67億千瓦時，相比批復電價時的測算電量320億千瓦時，輸電量減少了175.33億千瓦時。
呼遼±500千伏直流工程經濟效益低于預期。該工程2012年損耗電量為7.61億千瓦時，損耗率為5.3%，相比批復電價時的測算輸電線損率5%，損耗率增加了0.3%。該工程2012年輸電量為142.71億千瓦時，相比批復電價時的測算電量165億千瓦時，輸電量減少了22.29億千瓦時。
寧東±660千伏直流工程經濟效益好于預期。國家發改委從2011年至2013年發布了多項文件對該工程電價進行調整。該工程2012年損耗電量為14.10億千瓦時，損耗率為5%，相比批復電價時的測算輸電線損率7%，損耗率減少了2%。該工程2012年輸電量為280.64億千瓦時，相比批復電價時的測算電量220億千瓦時，輸電量增加了60.64億千瓦時。
云廣±800千伏直流工程、貴廣二回±500千伏直流工程云廣、貴廣直流按照協議電量目標運行，與原預期一致，其經濟效益也與原預期相當。
除5個直流工程外，其他5個工程由于沒有單獨的電價核定，其經濟效益暫時不予分析。
加強規劃和前期論證、
網源協調、成本統計工作
《報告》建議，電網企業應以規劃為指導，研究中長期電力需求、電源布局、電網條件等因素，按適度超前原則控制進度，保證工程投資成效。送受端電源、市場合理規劃有利于保證直流工程高利用率和經濟性。
《報告》同時建議，要協調電源與送出工程建設，盡量避免出現窩電或者因電源投產不到位造成的輸電工程利用率低的情況。
此外，科學統計運行成本也是為合理確定電價打好基礎，既保證送端電量上網的積極性,又滿足電網工程投資回收和還本付息的要求。對此，《報告》指出，由于工程實際輸送電量與測算輸電電價采用的電量不同，造成一些工程無法滿足還本付息，而另一些工程效益過高。2011年“黔電送粵”上網關口電價低于貴州省燃煤機組脫硫標桿電價，造成貴州側送電上網積極性不高，當年度輸電量遠低于協議電量，影響工程利用率。2012年，國家發改委、原電監會對“西電東送”價格進行了調整，當年度輸電量明顯好轉。
多數工程運行實效達到預期
直流工程運行實效低于預期
《報告》顯示，跨省區直流輸電工程中，向上±800千伏直流工程由于送端電源與輸電工程建設時序互不銜接，運行實效暫未達到原設計預期（年利用小時數4200～5000小時）。該工程于2010年7月投產，而向家壩水電站2012年10月開始陸續投產。2011年、2012年直流輸電量56億千瓦時、144億千瓦時；利用小時數881小時和2260小時，送出電量為四川豐水期季節性富余水電。截至2013年10月，向上直流送電量約259億千瓦時，利用小時數4040小時，向家壩電站計劃于2014年6月全部投產，屆時該工程實效有望得到充分發揮。
呼遼±500千伏直流運行實效略低于原設計預期（年利用小時數5500小時），由于東北地區整體用電量需求低于預期，遼寧本地電源較多，呼遼直流投產后實際年輸送電量約142億千瓦時，利用小時數約為4760小時左右。
寧東±660千伏直流運行實效超出原設計預期（年利用小時數5500小時），2011年、2012年輸電量分別為257億千瓦時和281億千瓦時，年利用小時分別達到6415小時和7016小時。
貴廣二回±500千伏直流、云廣±800千伏直流2個項目均以南方電網“云電送粵”、“貴電送粵”協議電量為目標運行，運行實效與原設計預期基本一致（貴廣二回±500千伏直流年利用小時數5500小時、云廣±800千伏直流年利用小時數4200小時）。2010年以后貴州增加構皮灘水電外送通道，且省內電源建設相對滯后，貴廣二回±500千伏直流利用小時數由2008年的5400小時逐降至2012年的4300小時左右。云廣±800千伏直流2011年、2012年輸電量為158億千瓦時和211億千瓦時，利用小時為3179小時和4228小時，符合云南水電外送特性。
3項電廠送出工程功能定位均與原設計預期一致。其投產時間與電廠投運時間匹配，未出現電廠窩電或送出線路利用率低情況。
2項網架加強工程功能定位與原設計預期一致。其中，肇慶～花都～博羅500千伏工程2010年后輸電方向由此前的西向東送電轉為東向西送電為主，逐步變為廣東電網主供電網架，工程利用率有所提高。
多數工程造價得到控制，經濟效益較好
向上、呼遼直流經濟效益低于預期
《報告》顯示，所有項目決算投資均在批準概算投資范圍內，部分工程結余較大；個別工程決算投資超核準投資。其中，貴廣二回±500千伏直流工程決算比核準投資增加15.93%（實際決算較概算批復結余僅為5.01%），主要原因是發改委核準投資較可研估算核減較多。云廣±800千伏直流工程決算比核準投資增加2.62%，主要原因是核準估算和初設批復的時間跨度較長，工程設備材料價格大幅上漲。
《報告》指出，從2012年的經濟效益來看，向上±800千伏直流工程經濟效益低于預期。該工程2012年損耗電量為6.82億千瓦時，損耗率為4.7%，相比批復電價時的測算輸電線損率7%，損耗率減少了2.3%。該工程2012年輸電量為144.67億千瓦時，相比批復電價時的測算電量320億千瓦時，輸電量減少了175.33億千瓦時。
呼遼±500千伏直流工程經濟效益低于預期。該工程2012年損耗電量為7.61億千瓦時，損耗率為5.3%，相比批復電價時的測算輸電線損率5%，損耗率增加了0.3%。該工程2012年輸電量為142.71億千瓦時，相比批復電價時的測算電量165億千瓦時，輸電量減少了22.29億千瓦時。
寧東±660千伏直流工程經濟效益好于預期。國家發改委從2011年至2013年發布了多項文件對該工程電價進行調整。該工程2012年損耗電量為14.10億千瓦時，損耗率為5%，相比批復電價時的測算輸電線損率7%，損耗率減少了2%。該工程2012年輸電量為280.64億千瓦時，相比批復電價時的測算電量220億千瓦時，輸電量增加了60.64億千瓦時。
云廣±800千伏直流工程、貴廣二回±500千伏直流工程云廣、貴廣直流按照協議電量目標運行，與原預期一致，其經濟效益也與原預期相當。
除5個直流工程外，其他5個工程由于沒有單獨的電價核定，其經濟效益暫時不予分析。
加強規劃和前期論證、
網源協調、成本統計工作
《報告》建議，電網企業應以規劃為指導，研究中長期電力需求、電源布局、電網條件等因素，按適度超前原則控制進度，保證工程投資成效。送受端電源、市場合理規劃有利于保證直流工程高利用率和經濟性。
《報告》同時建議，要協調電源與送出工程建設，盡量避免出現窩電或者因電源投產不到位造成的輸電工程利用率低的情況。
此外，科學統計運行成本也是為合理確定電價打好基礎，既保證送端電量上網的積極性,又滿足電網工程投資回收和還本付息的要求。對此，《報告》指出，由于工程實際輸送電量與測算輸電電價采用的電量不同，造成一些工程無法滿足還本付息，而另一些工程效益過高。2011年“黔電送粵”上網關口電價低于貴州省燃煤機組脫硫標桿電價，造成貴州側送電上網積極性不高，當年度輸電量遠低于協議電量，影響工程利用率。2012年，國家發改委、原電監會對“西電東送”價格進行了調整，當年度輸電量明顯好轉。
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