陕西咸阳电网、地电投资成效问题多 西北能监局调研报告给出五条监管意见

       为进一步提高配电网供电能力，优化配电网运营效率，着力规范110千伏及以下电网规划、投资、建设与改造行为，引导供电企业持续提升配电网投资成效和运行实效，切实满足和保障人民群众不断增长的用电需求，2017年8月至10月，西北能源监管局选点陕西省咸阳市，开展了110千伏及以下电网投资成效专项监管工作。
     1监管概况
     此次专项监管，以国网陕西省电力公司及所属咸阳供电公司（以下简称国网咸阳供电公司）、陕西省地方电力（集团）有限公司及所属咸阳供电分公司（以下简称地电咸阳供电分公司）为监管对象，对咸阳地区（不含西咸新区咸阳市境内部分）110千伏及以下电网投资、建设、改造及运营情况进行监管检查，总结提炼经验和成绩，发现并纠正存在的偏差和问题。
     在供电企业报送自查报告及相关工程信息的基础上，监管工作组选取典型配电网工程12项进行了现场核查，其中国网咸阳供电公司、地电咸阳供电分公司分别选取110千伏、35千伏及10千伏电网建设、改造工程项目各2项。监管工作组从造价控制、运行实效、经济效益、建设管控、环境保护等方面，对这12项工程自投产后至2016年底的投资成效情况进行了定性和定量的全面分析，并选取其中分别属于国家电网供电区域和地方电力供电区域具有相似性的工程项目各2项，进行了对比分析评价。
      总体来看，各供电企业能够不断加大配电网投资建设改造力度，规范执行配电网投资相关政策，配电网运营效率基本达到电网规划的预期目标，供电能力基本能够满足经济社会发展需求，但仍存在部分工程项目建设改造过程中基本建设程序不严格、未达到规定的建设标准、电网设备利用效率较低、网架结构有待进一步优化等问题。
     2配电网概况
     国网咸阳供电公司
     国网咸阳供电公司供电营业区面积总计9688.7平方公里，包括1个市级供电企业，两个直供直管县级供电企业，10个趸售县。2016年地区全社会用电量114.26亿千瓦时，最大负荷2110兆瓦，供电可靠率99.941%，综合电压合格率99.42%；用户28.09万户。
     截至2016年底，拥有110千伏变电站37座，容量2500兆伏安，线路89条，长度1369.17千米；35千伏变电站8座，容量112.2兆伏安，线路37条，长度336.40千米；10千伏配变2689台，容量545.11兆伏安，线路188条，长度1663.18千米。
      地电咸阳供电分公司
      地电咸阳供电分公司供电营业区面积8921.30平方公里，包括10个县级供电企业。2016年地区全社会用电量35.97亿千瓦时，最大负荷807.6兆瓦，供电可靠率99.85%，综合电压合格率98.87%；用户104万户。
截止2016年底，拥有110千伏变电站18座，容量704兆伏安，线路44条，长度580.96千米；35千伏变电站49座，容量669.65兆伏安，线路86条，长度809.58千米。10千伏配变9831台，容量1035.134兆伏安，线路338条，长度7854.165千米。
      3配电网投资基本情况
       国网咸阳供电公司
       2012年至2016年期间，国网咸阳供电公司开工并投产的110千伏及以下电网建设项目138项，累计完成投资3.63亿元。其中，110千伏电网项目3项，投资1.59亿元，新增容量163兆伏安、线路30.26千米；35千伏电网项目1项，投资0.20亿元，新增容量10兆伏安、线路16.36千米；10千伏电网项目134项，投资1.84亿元，新增容量128.53兆伏安、线路422.8千米。
      开工并投产的110千伏及以下电网改造项目151项，累计完成投资1.71亿元。其中，110千伏电网项目1项，投资0.24亿元，改造容量63兆伏安；35千伏电网项目1项，投资0.11亿元，改造容量20兆伏安；10千伏电网项目149项，投资1.36亿元，改造容量135.42兆伏安、线路682.14千米。
      地电咸阳供电分公司
      2012年至2016年期间，地电咸阳供电分公司开工并投产的110千伏及以下电网建设项目共2063项，累计完成投资13.25亿元。其中，110千伏电网项目20项，投资3.16亿元，新增容量332兆伏安、线路199.90千米；35千伏电网项目11项，投资0.68亿元，新增容量61.1兆伏安、线路101.8千米；10千伏及以下电网项目1988项，投资8.05亿元，新增容量434.62兆伏安、线路2939.86千米。
      开工并投产的110千伏及以下电网改造项目共44项，累计完成投资0.997亿元。其中，110千伏电网项目2项，投资0.06亿元，改造容量21.5兆伏安、线路2千米；35千伏电网项目42项，投资0.94亿元，改造容量148.35兆伏安、线路155.43千米。
基本评价
      从投资规模看，地电咸阳供电分公司因供电面积较大、供电区域内经济社会发展水平不一、配电网基础较弱，在配电网建设方面持续加大工作力度，建设工程规模大于国网咸阳供电公司建设规模；而国网咸阳供电公司供电区域内配电网架相对完善，改造工程规模大于地电咸阳供电分公司。
      从配电网建设工程造价看，国网咸阳供电公司配电网建设投资3.63亿元，新增变电容量301兆伏安，单位变电容量所需投资为1200元/千伏安；地电咸阳供电分公司配电网建设投资13.25亿元，新增变电容量827.72兆伏安，单位变电容量所需投资为1600元/千伏安。
从配电网改造工程造价看，国网咸阳供电公司配电网改造投资1.71亿元，改造变电容量218.42兆伏安，单位变电容量所需投资为782.9元/千伏安；地电咸阳供电分公司配电网改造投资0.997亿元，改造变电容量169.85兆伏安，单位变电容量所需投资为587元/千伏安。
      4配电网供电能力基本情况
      国网咸阳供电公司
      截至2016年底，国网咸阳供电公司110千伏容载比1.769，主变平均负载率72.98%，N-1通过率52.78%；线路平均负载率43.67%，N-1通过率92.13%。35千伏容载比1.803，主变平均负载率83.82%，N-1通过率28.57%；线路平均负载率65.53%，N-1通过率57.14%。10千伏户均配变容量1.94千伏安/户，配变平均负载率39.19%；线路平均负载率46.14%。
      地电咸阳供电分公司
      截至2016年底，地电咸阳供电分公司110千伏容载比3.6，主变平均负载率63.45%，N-1通过率39%；线路平均负载率70.22%，N-1通过率34%。35千伏容载比2.43，主变平均负载率76.92%，N-1通过率66.3%；线路平均负载率74.07%，N-1通过率27.3%。10千伏户均配变容量1.109千伏安/户，配变平均负载率31.2%；线路平均负载率38.9%。
      基本评价
      国网咸阳供电公司110千伏、35千伏电网容载比偏低，重过载主变比例较高，供电能力相对不足。地电咸阳供电分公司则存在110千伏、35千伏电网容载比偏高的问题，且供电区域内户均配变容量偏低，仍需继续增加配变布点，加快配网改造步伐。
      5典型经验和做法
      积极协调衔接电力规划
      国网咸阳供电公司围绕工业园区建设，努力提升电网网架结构、供电能力、供电可靠性及科技水平，加强规划研究，提高园区规划的科学性和适应性。地电咸阳供电分公司超前与地方政府对接变电站站址及线路通道，将2020-2030年110千伏及以下项目用地规划纳入咸阳市及各县域总体规划和土地利用规划。
      优化配网工程全过程管理
      国网咸阳供电公司配网建设项目在规划阶段创新实行“一图一表一报告”，对规划项目进行充分论证，提升了配网规划编制水平，为项目可研编制奠定坚实基础。
地电咸阳供电分公司推行基建单项工程影像资料采集制度，明确项目单位、施工单位、监理单位应采集的影像资料地点和设备、采集照片要求、资料管理和命名办法、文件存取格式等，为工程建设、验收和日后运行管理提供第一手现场资料，利于工程的全过程管控。
      强化运检集约化管理
      国网咸阳供电公司年初启动年度停电需求计划编制工作，根据主、配网设备情况及建设进度要求，审查和汇总施工单位上报的停电需求计划，并结合运行方式要求统筹编制停电预控计划，有效减少线路重复停电次数。
      地电咸阳供电分公司通过资产管理系统实现基建、技改、大修、科技等工程项目的全过程线上操作对接，减少了传统项目审批流程时间，达到设备运行信息共享、检修管理闭环、缺陷实时监控的目的。
      6存在的主要问题
      配电网规划的规范性、科学性有待加强
①地电咸阳供电分公司配电网规划部分内容不够深入。
 一是现状问题分析不足，影响规划目标的制定。对网架结构、供电半径、容载比、变压器和线路负载率等关键性指标缺少具体数据分析，缺少设备具体年限描述和运行状况分析。
二是负荷预测应用方法简单，缺少负荷校验。仅进行了电量预测分析，且电量预测方法单一，未使用不同方法进行远、中、近期预测和高、中、低方案类比分析，影响负荷预测的准确性和规划变电容量的选取。
三是未进行预期成效分析。没有根据“十三五”电网规划具体方案和投资规模，详细开展供电能力、供电可靠性、投资效益分析工作；没有针对性对照电网现状存在问题，分析规划实施后是否解决和改善。
②地电咸阳供电分公司配电网规划部分内容不够明确。
一是规划目标和规划原则不明确，没有按照DL/T5729《配电网规划设计技术导则》中关于供电区域与规划编制基础、电网结构的要求，按照不同供电区域制定远期目标网架和供电指标，并根据具体指标制定规划年电网建设原则，对规划项目的立项缺少指导意义。
二是10千伏及以下项目清册不具体，仅在规划报告中进行了分县打包的投资估算，未落实和分解到具体单项项目，对项目立项以及规划目标的指导性不强。
③国网咸阳供电公司配电网规划个别内容不能满足国家规定要求。
      2017版《配电网滚动规划报告》显示，国网咸阳供电公司县辖供电区2020年县级供电区域户均配变容量规划目标为1.35千伏安/户。而按照《国务院办公厅转发国家发展改革委关于“十三五”期间实施新一轮农村电网改造升级工程意见的通知》（国办发〔2016〕9号）要求，户均配变容量应不低于2千伏安/户，国网咸阳供电公司规划目标低于国家规定要求。
      供电能力差异较大，网架结构相对薄弱
①国网咸阳供电公司110千伏、35千伏电网容载比偏低，重过载主变比例较高。
国网咸阳供电公司110千伏电网容载比为1.769，其中C类供电区容载比1.489；35千伏容载比1.803，其中B类供电区容载比1.496，均低于《配电网规划技术导则》要求。国网咸阳供电公司110千伏主变72台，其中27台主变最大负载率超过80%，5台主变最大负载率超过100%，处于重过载状态；35千伏主变14台，其中8台主变最大负载率超过80%，4台主变最大负载率超过100%，处于重过载状态。
②地电咸阳供电分公司110千伏、35千伏电网容载比偏高，电网运行经济性不强。
地电咸阳供电分公司110千伏电网容载比为3.6，35千伏电网容载比为2.43，超出了《配电网规划技术导则》1.8-2.2的合理性要求。
③局部地区110千伏网架结构相对薄弱。
国网咸阳供电公司104条110千伏线路中，T接点11处，涉及T接线路11条，占比10.58%，T接线路保护配置复杂，运行方式不灵活，可靠性相对较低。地电咸阳供电分公司44条110千伏线路中，满足N-1线路数量为15条，N-1通过率仅为34%。地电咸阳供电分公司18座110千伏变电站中，单线单变11座，占比61%，且其双主变变电站中存在大佛寺、亭口、旬邑城关等3座变电站不能通过主变N-1校验，共计14座变电站不满足主变N-1通过，占比78%。
④农村地区户均配变容量偏低。
地电咸阳供电分公司供电区域多属农村地区，2016年户均配变容量为1.109千伏安/户，其中彬县供电分公司供电区域仅为0.68千伏安/户，远低于《国务院办公厅转发国家发展改革委关于“十三五”期间实施新一轮农村电网改造升级工程意见的通知》（国办发〔2016〕9号）关于2020年达到农村户均配变容量不低于2千伏安的要求。
工程项目投资研究深度不足
①工程可研深度不够，建设必要性不够充分。
部分10千伏工程项目仅有分县打包可研，建设必要性描述不清晰，立项原则无法明确，且无项目拆旧清单。初步设计报告仅有简单的设计说明，无详细的初步设计方案，且现场勘测不足，导致设计方案与实际建设规模差异较大。
      如国网咸阳供电公司某新增更换配变工程，设计未考虑新增及更换配变所需的配套10千伏、0.4千伏电缆及配电柜，导致决算资金超计划81.95%。再如地电咸阳供电分公司某输变电工程，负荷预测缺少新增用电申请等支撑性资料，未对网架结构的合理性和投资效益进行方案对比和择优选择，短路电流、潮流计算等电气计算过程不详实。
②国网咸阳供电公司可研初设一体化管理模式暂未达到预期效果。
      为减少10千伏及以下工程资金结余情况，国网咸阳供电公司实行可研、初设一体化管理，项目先进行初步设计，再上报投资计划。2012年至2014年期间，国网咸阳供电公司10千伏及以下工程共163项，资金结余率超20%的87项，占已决算审计项目的53.4%；而2015年至2016年期间，10千伏及以下工程共120项，已决算审计114项，已审计项目中资金结余率超20%的105项，占已决算审计项目的92.1%，资金结余现象仍很普遍。
③地电咸阳供电分公司高低压改造不同步。
      部分10千伏和0.4千伏项目未考虑同步立项，对10千伏线路全线、配变、部分进户线进行了改造，但存在个别0.4千伏线路未配套改造，仍采用LGJ-35裸导线，后续仍需改造，易造成高低压供电能力不匹配、重复立项改造、重复停电等问题。
④工程造价精细化管理有待加强。
一是部分工程超概过高。国网咸阳供电公司2012年至2016年110千伏及以下电网建设、改造项目中，已完成竣工决算的项目共计220项，其中超概项目19项，超概金额212.39万元。地电咸阳供电分公司2012年至2016年110千伏及以下电网建设、改造项目中，超概率达10%以上的项目有6项。
二是部分工程节余偏大。国网咸阳供电公司220项已竣工决算项目决算总金额为2.13亿元，较概算结余5304万元，总体结余率为19.95%。地电咸阳供电分公司2012年至2016年110千伏及以下电网建设、改造项目中，结余率超过20%的项目有38项。
工程项目功能未充分发挥
①部分工程投运后设备利用率偏低。
      如国网咸阳兴平供电公司新布点及过负荷配变更换工程，项目于2014年5月投运，张里西台区原配变160千伏安更换为315千伏安，经在公变监测数据分析软件中查看，2017年该配变最大负载率仅为20.476%。
      再如地电咸阳供电分公司110千伏长武-东秦输变电工程，项目于2014年5月投运，主变容量20兆伏安，2016年最大负荷仅3.8兆瓦，负载率仅为19%；10千伏徐木毕家沟农网改造工程，项目于2012年12月投运，2016年负载率仅为8.65%，最大负荷利用小时数613小时。
②部分工程投运后设备最大负载率偏高，而最大负荷利用小时数偏低。
      如国网咸阳供电公司张南线新建工程，项目于2013年10月建成投运，2016年最大负荷12.45兆瓦，最大负载率为69%，而最大负荷利用小时数仅97小时；杨新4线前段改造工程，项目于2013年6月投运，2016年最大负荷13.59兆瓦，最大负载率为68%，而最大负荷利用小时数仅73小时。
      再如地电咸阳供电分公司泾阳县都家村改造工程，项目于2014年12月建成投运，2016年负载率为98%，最大负荷利用小时数仅173小时。
工程项目管理需进一步规范
①工程项目实施滞后。
一是部分施工、监理合同签订滞后，个别合同签订时间滞后中标通知时间近6个月，违反了《中华人民共和国招投标法》关于中标通知书下达后30日内签订合同的有关规定。
二是部分工程竣工决算滞后，工程投产一年以上仍未完成竣工决算，在建工程转固定资产严重迟滞，违反了原能源部《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）关于电网工程投产后6个月内应完成竣工决算编制的有关规定。
三是部分工程环保验收滞后，个别工程项目早在2013年、2014年投产运行，至今未取得环保验收意见，违反了原环保总局《建设项目竣工环境保护验收管理办法》（国家环境保护总局第13号令）关于建设单位工程试生产3个月内应提交环保验收申请的有关规定。
②工程施工许可准入制度执行不严格。
咸阳华兴电力安装队电力承装（修、试）资质有效期至2015年5月12日，资质过期后仍承担了咸阳地区43项工程施工工作，直至完成集体企业改革改制，咸阳华兴电力安装队于2016年5月完成税务清算、工商注销。
尽管客观上咸阳华兴电力安装队无资质施工行为发生在子公司改为分公司改革改制的特殊时期，但期间对改制时间预期不准确，未办理资质续期等相关手续。
     7监管意见
      加大配电网建设改造力度，提升电力供应保障能力。
      国网咸阳供电公司供电区域内社会经济水平发展较快，局部电网矛盾突出，要及早谋划、适度超前，切实将资金用实用好，从根本上解决局部电网薄弱、持续供电能力不强、用户接入难、电能质量差等突出问题。
      陕西地电咸阳供电分公司供电区域内电网结构相对简单薄弱，要继续加大农网投资力度，逐步解决单线单变供电、设备运行环境差、电网卡脖子、户均配变容量不足等问题，提升电力普遍服务水平。
      优化配电网规划、可研管理，提高投资的科学性与合理性。
       要进一步加强配电网规划编制的规范化、科学化，深入分析现状电网指标，科学开展电网负荷预测，明确规划原则和目标网架，提前开展项目储备工作，推进规划的有效落地。要着力提升可研编制水平，科学进行方案比选，确保工程立项合理、有据。
      要着力加强配电网规划与电网规划、经济社会发展总体规划、土地利用规划等的有效衔接，开展供电能力、接入能力的分析评价，切实避免部分地区长期未得到投资、部分地区短期内重复投资建设等问题。
      加强全过程造价管理，合理控制投资成本。
      针对工程存在超概及投资节余较大的问题，国网咸阳供电公司、陕西地电咸阳供电分公司要进一步加强可研估算的深度和初设概算的编制精度，细化工程过程设计变更及签证审批管理，杜绝出现在建工程超概偏大、形成固定资产滞后等情况，切实避免国有资产流失、社会资源浪费、虚增运行维护成本等问题，做好工程全过程造价成本控制，提高造价管理水平。
      加强工程项目过程管理，严格规范基本建设程序。
      国网咸阳供电公司、陕西地电咸阳供电分公司要切实落实配电网工程建设主体责任，认真执行工程建设领域相关法律、法规、行业标准及规范，切实杜绝部分工程项目时间节点混乱、竣工决算和环境保护验收滞后、工程档案管理不规范等问题。
      要特别加强对施工单位资质审查的力度，杜绝出现将承装（修、试）电力设施业务发包给未取得许可证或者超越许可范围施工单位的现象。
      优化配电网运行管理，充分发挥配电网投资经济效益和社会效益。
      要着力提升电网运行管理水平，多措并举、保障电网建设和改造目标顺利实现，减少配电网工程项目功能定位、设备利用率不能达到设计预期的情况。
      要认真做好负荷预测、电力供需平衡分析和研判，科学安排电力负荷，及时转移高峰负荷，提高负荷高峰时期应急能力。
      要合理安排电网运行方式，科学统筹计划检修，严格拉限电管理，最大限度减少停电次数和时间，持续改善人民群众用电体验。