输配电成本有待进一步降低

部分工程建设方案制定有待完善，建设管理不够规范

《报告》指出，个别直流接地级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。例如，溪洛渡工程、溪浙工程接地极与油气管道距离较近，难以通过地理空间避让的方式消除彼此干扰。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，导致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。

此外，由于部分工程智能变电站试点项目中的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，未发挥应有作用，国家电网公司已于2015年发文取消了330千伏及以上智能站的合并单元配置。目前，国家电网公司的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，整站拆除导致停电时间增长。

监管中发现，武川工程于2013年9月获得核准，但于2012年5月就已开工建设。该工程在未获得政府核准的情况下提前开工建设，不符合国家和行业政策，建设管理不够规范，不利于输配电网络科学有序发展。

针对这些问题，《报告》指出，电网企业应加强与政府及行业间沟通协调，积极开展课题研究，深入分析并妥善解决直流工程与油气管道的交叉影响等问题，并加强工程前期工作的深度和主动性，做好与当地政府及油气行业的统筹协调，提前处理敏感问题，确保工程按期投产，安全可靠、经济高效运行。

规范电网工程建设成本参考标准，合理控制工程建设规格。充分总结经验，加强对智能变电站试点等新技术研究，遵循“技术攻关一批、试验示范一批、推广应用一批”的原则，待示范成熟再推广应用。

加强对工程建设规模、工期进度、设计方案、招标采购等内容合法合规性的事中检查，严格执行相关法律法规、产业政策、国家和行业标准等，规范工程建设程序，不断完善项目管理体系。

部分工程容量电费比重偏高、产生不合理成本

监管中发现，由浙江、福建两省联网部分和浙江省内网架加强部分构成的浙福工程，容量电费比重偏高。该工程采用两部制电价方式在华东全网收取电费，其中，容量电费为21.5亿元/年、电量电费为20元/兆瓦时。由于工程使用效率低，浙福工程2015、2016年的电量电费仅占容量电费的1.49%、1.59%。

同时，部分工程未按《输配电定价成本监审办法(试行)》要求，存在单项突破核准规模或投资水平较高现象，由此产生的不合理成本，不应全额计入输配电准许成本。例如，浙福、溪浙、哈郑工程分别发生11937万元、5171万元、4918万元研究试验费，其中包括“设备质量控制方法及体系研究费”、“输电关键技术科普宣传方案研究费”等部分项目应进行输配电成本的甄别。

为此，《报告》要求，电网企业在工程前期论证时应按照输配电价相关政策科学研究投资的回收方式，降低投资风险，提高投资效益。

同时，为规范工程建设及运维成本管理，电网企业应严格论证工程建设中存在多种形式的附属费用的必要性和投资回收方式，及时总结工程实施后的运行成效和投资决算情况，有效降低输配电成本。按照现行的输配电价核定原则，为电网工程单独设立工程运维成本台账，按电压等级和工程合理分割运维成本，提升工程管理水平，便于输配电成本核定。

监管部门表示，《报告》发布后，将根据国家能源局监管职责，加强后续监管，督促电网企业尽快整改落实，促进提升电网工程的投资成效和运行实效。