提高电力设备管理现代化水平 努力实现集团公司运营提质增效（一）

提高电力设备管理现代化水平 努力实现集团公司运营提质增效

中国电力建设集团公司

2017年，中国电力建设集团有限公司坚持“安全第一、电量至上、指标领先”的原则，在做好安全生产、发电计划、指标管控、对标提升、标准化、信息化等工作的同时，积极开展电力市场调研，指导子企业主动开展电量营销，提高电站运行管理水平，努力实现提质增效，全面完成了全年的各项重点工作任务。

一、2017年业务总体情况

(一)安全指标

集团公司所属发电企业全年未发生人身和一般及以上设备事故，发生一类设备障碍4次。

(二)并网装机容量与发电量

截止2017年12月底，集团公司控股并网装机容量1368万千瓦;其中境内并网装机1206.9万千瓦，境外并网装机161.41万千瓦，全年新增装机155万千瓦。

截止2017年12月底，集团公司已完成发电量343.12亿千瓦时，完成年度发电计划的103.75%，同比增加21.59亿千瓦时，增加比例为6,7%，连续3年控制在±3%左右。完成发电收入104.82亿元，同比增加17.74亿元，增长比例为20.4'Yo;发电业务已实现利润7.94亿元，同比增加0.29忆元，增加3.8%。水电板块累计发电小时数3298小时，同比降低106小时，弃水率为21.1%，同比增加2.5个百分点;火电板块累计发电小时数2875.5小时，同比降低122.71小时;风电板块累计发电小时数1979小时，同比升高89小时;弃风率为13.42%，同比降低2个百分点;光伏累计发电小时数1436.43小时，同比升高133.88小时;弃光率11.76%，同比降低5,74个百分点。

与2016年相比，2017年整体业务指标呈现如下变化：

1.投产装机规模保持增长但呈现下降趋势(增幅降低了3.86个百分点)，国内新能源装机占比进一步扩大，增长1个百分点，区域装机持续优化，“三北”地区新能源装机比重降低至39.46%(最高时占比为45.47%)。

2.发电量和发电收入整体保持增长，但增长动力发生了变化，国内水电、火电发电量分别增长0.35%、-4.08%，发电收入分别增长1%、-1.83%，国内风电、光伏发电量分别增长22.33%、62.37%，发电收入分别增长16.04%、46.86%。

3.整体业务利润微增，较去年增加0.28亿元，增加比率3.8%，亏损企业3家，亏损总额5.93忆元，较去年同期增加1.54亿元。受煤价上涨影响，甘肃火电企业持续亏损，且短期内难以扭转。四川地区部分水电企业受弃水和低电价影响也出现部分亏损。新能源板块发电收入、利润均实现增长，分别增长7.09亿元、1.54亿元，目前是集团公司发电收入和利润增长的主要力量。

4.受市场竞争的影响，各类别综合上网电价发生变化：水电国内下降0.029元/度电，火电持平，风电下降0.02元/度电，光伏下降0.27元/度电，整体业务盈利能力受到压缩。

5.弃水、弃风、弃光现象没有明显好转，到目前为止三弃电量总数已达到68.46亿千瓦时，比去年同期增加22.12%。随着国家对清洁能源扶持政策的落实情况会有好转，但其效果有待观察。

6.海外投产装机容量、发电量、发电收入和利润均保持增长，分别增长40.89%，25.29%，238.02%，34.58%，但部分海外水电项目受当地消纳能力影响出现弃水(老挝南欧江一期弃水率达到42.47%.需要引起重视。

7.新电改政策和环保政策陆续出台，发电企业经营面临更大的不确定性(主要体现在新能源补贴退坡机制、新能源参与市场竞争、新能源平价上网)。

二、2017年度工作开展情况

(一)重点工作完成情况

1.紧抓安拿毕产卫限确保全年安全生产可控在r

落实集团公司安全管理的总体要求，全面开展安全生产管理，全面推动安全生产达标活动。跟踪分析非计划停运和设备障碍，从严对待事故障碍管理工作，及时下发障碍通报，指导发电企业共同吸取教训，消灭安全隐患。积极开展发电企业安全生产的现场检查，抽查公司所属桃源水电站、隆回风电场、瓜州风电场、敦煌光伏电站和克州水电站等5个发电项目，并结合全国两会和十九大保电工作，对公司所属张北风电场和水泉风电场进行保电工作现场检查，深入开展隐患排查治理，督促落实整改工作。

2.加强计划管控，全力以赴完成全年发电计划。

编制下达公司2017年度发电计划，明确发电量责任目标。根据公司发电业务月度生产运营情况，指导发电企业纠正过程中出现的偏差，促进管理水平的提升。

加强发电计划管理，对集团公司发电计划季度执行情况进行分析，及时发现发电计划执行差距及原因并提出解决措施，监督、指导子企业有效执行发电计划。

提前安排2018年生产工作，结合2017年实际情况，在预测各发电企业发电能力和市场环境的基础上，按照集团公司经营目标要求，科学合理编制集团公司2018年发电计划。

3.推动区域联合营销，营造集团电量大营销格局。

组织西北和西南售电公司及子企业相关人员对北京电力交易中心、广州电力交易中心、深圳市深电能售电有限公司、华润电力(广东)销售有限公司进行了宴地调研，挹握电力市场变化，推动售电公司开展业务。

组织南方发电企业、西北售电公司和西南售电公司召开“2017年度南网区域发电企业生产运营分析会”，就电力营销情况、当地电量消纳形势和有关政策、资源开拓情况进行交流，指导南网区域发电企业有的放矢开展电力营销工作。

赴湖南、四川、日‘肃等发电企业就当前发电业务实施现状、减少“三弃”、成本管控等问题进行了实地调研，指导发电企业科学控制成本，有效降低“三弃”。

4分析控制异常指标，重点关注经营指标，查找管理短板，努力提高运营效益。

统筹规划公司全年检修、技改工作，努力提高发电设备可靠性，夯实基础管理。定期分析公司发电运营整体情况，按时编制下发月度、季度、半年度、年度电力生产运营分析报告。开展季度经营活动分析，针对能源业务指标完成情况、主要措施、存在问题及变动趋势等进行分析对比，及肘做出应对。加强与发电企业的沟通与联系，对指标异常情况及时分析并纠偏，对于共性的三弃问题、影响设备可靠性问题以及新政策对企业经营带来的影响，及时组织会议、开展专项研究，共商对策。

5.持续开展年度发电企业评优活动，推动发电企业对标提升。

进一步细化考评内容，突出经蕾指标，开展2016年度发电企业运营指标优秀管理单位的评优活动，评选出10家优秀发电企业，效果良好。评优活动已经开展了三年时间，得到了发电企业的广泛支持和肯定。与三年前相比，已投产电厂(站)运营管理组织水平明显增强，运营管理的精细化水平和检修维护水平不断提高，运营指标不断优化;新建电厂(站)不仅建设水平有所提高，同时更加重视生产准备工作，管理制度和管理标准在运营初期基本建立完善，能够高起点、高标准丌展运营管理工作;突出经营指标参评标准，使发电企业更加注重经济效益。

6.有序开展标准编制工作，各类管理标准陆续发布。

在充分发挥四个建标中心作用的基础上，鼓励电建海投、水电七局、西北院积极参与标准的编制、审核和修改完善工作。按照工作计划，分板块召开多次研讨与评审会，截至目前已发布标准23个。2017年印发了16个通用管理标准，其中风电6个，火电6个，光伏4个;并对34个标准大纲进行了审核，确定26个标准为第二批次标准的重点编制内容。与此同时，倡导并推动发电企业开展标准化良好行为认证工作，目前共有14家发电企业通过认证，其中AAAA级企业10家、AAA级企业4家。

7.持续优化能源集中监管平台，科学管理的手段不断完善。

为及时掌握电力企业生产运营状况，2016年底完成了能源集中监管平台的建设工作，实现上线运行。公司总部、子企业、发电企业均可使用该平台了解业务情况、实施业务实时监管。2017年进一步完善能源集中监管平台各项功能，进一步深度挖掘利用现有指标数据，持续进行新投产项目的同步接入，不断消除系统缺陷，提高系统运行效率，顺利通过验收。平台达到了业务层层穿透、追根溯源查找问题、整体监控的目标，实现内部企业和行业多维度和多层级指标对比与分析、异常指标查询与告警，对全面提升业务管控能力发挥重要作用。

8.围绕运营成本控制和电力市场开发两大主题开展专题研究，推动管理创新。

为提高发电企业成本管理意识，建立健全成本管控体系，从成本要素控制和成本过程控制等方面加强成本管理，实现提高企业经济效益的管理目标，编制下发了集团公司《发电企业成本管理指导意见》。

牵头组织召开了绿证交易研讨会，邀请规划总院专家介绍绿证交易文件的编制背景、未来配额制实施和强制约束交易可能带来的政策风险，参加联合国开发计划署碳排放市场培训，拜访北京环境交易所，考察了新能源发电碳交易市场，为挖掘发电企业潜力做好铺垫。