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%；发电业务已实现利润7.94亿元，同比增加0.29亿元，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5.93亿元，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.紧抓安全生产工作，确保全年安全生产可控、在控。

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实地调研，把握电力市场变化，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、甘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，及时做出应对。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，突出经营指标，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、高标准开展运营管理工作；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。

（二）工作亮点

1.积极贯彻公司“全球发展”战略，加强对国外能源项目进行业务管理、规范引导和服务工作。

（1）加强海外新建项目生产准备工作。

对巴基斯坦卡西姆燃煤电站生产准备工作开展现场调研和指导，对安全生产管理、运营管理、指标体系建设、人员培训、信息化等方面提出改进意见并回访落实，为首台机组顺利投产发电并进入商业运营打下坚实的基础。对尼泊尔上马相迪A水电站项目生产准备工作进行了现场调研和指导，对运营管理、人员培训、风险防范等方面提出了改进意见，确保安全稳定运行。

（2）推进海外流域梯级调度与集约化运维工作。

对南欧江流域梯级运营管理工作进行现场调研,并组织电建海投、昆明院、电建水电开发公司等相关子企业前往中电投五凌公司、雅砻江流域水电开发有限公司、水电七局等在流域水电站集中控制和优化调度方面有丰富经验的企业开展业务交流，为后续海外流域梯级调度与集约化运维工作提供了重要借鉴。

（3）贯彻集团公司“全产业链集成、整体解决方案服务的投资建设发展商”战略，积极推进国际发电运维业务。

组织甘肃能源公司和电建水电开发公司就国际发电运维市场现状、市场潜力、业务开拓等方面进行了交流研讨，对子企业进一步加强国际发电运维业务能力建设、提高国际业务抗风险能力提出了要求，明确了当前参与国际发电运维市场的开拓方向。

（4）强化海外风电项目运营管理指导工作。

对巴基斯坦大沃风电项目发电运营工作进行现场调研指导，从健全运营管理体系和安全生产体系、提高现场运维服务、清除基建安装遗留缺陷、人员培训及备品备件采购等方面提出了改进意见并督导落实。

2.落实集团公司减亏增效工作要求，积极推动甘肃能源公司、电建水电开发公司2017年减亏增效工作。

加大国家能源政策和电改政策研究，年初组织西北、西南两个售电公司实地调研国内电力市场环境，研究电力市场开拓和售电公司业务实施方案，并协助电建水电开发公司与陕西能源集团进行了跨省水火替代的探索。持续跟踪亏损子企业2017年发电、电力营销以及成本管控情况，指导子企业积极利用各种有利政策，扩大自身发电效益，同时加强内部管理，降低财务成本和自身管理成本，努力减小亏损。

3.发挥引领作用，提升风电生产运营管理水平。

搭建运维技术交流平台，组织14个子企业以及下属发电企业召开风电场运维管理经验交流会。针对风电板块运维管理过程中存在的问题进行专题交流，同时深入探讨了集团公司风电场运维模式、降本增效关键点、风机大部件缺陷管理方法、日常运维技术要点等重要事项，对提高风电场的生产运营管理水平起到了良好推动作用。

三、业务管理中存在的主要问题

在2017年整理出的公司重大经营风险项目中，有10个能源发电企业被列入集团公司督办的国内重大投资风险项目。其中电建水电开发公司有5个水电项目入列，甘肃能源公司2个火电项目全部入列。

2017年四川的弃水限电情况依然严重，弃水电量呈上升趋势，同时甘肃火电受省内消纳能力及电力市场化交易影响，计划电量下降，严重影响了经营效益,目前两企业只能努力减亏，短期内无法实现扭亏。

受国外电网网架结构薄弱、消纳能力差、设备可靠性差等因素影响，海外水电板块面临较为严重的弃水情况，难以实现满负荷出力。虽依照合同可以向甲方申请电量损失确认，但后续合同的正常执行也存在一定风险。

新能源企业设备管理方式较为粗放，提前发现缺陷的能力依然偏弱，大部分新能源企业还处于设备厂家质保期内，运维成本尚未明晰，后续成本控制的压力会逐步显现。

四、2018年市场形势分析

国内各地区新电改政策不断落地，电力市场化范围已从传统火电和水电领域逐步扩大到新能源发电领域，国外电力市场受地区政策变化和消纳能力等因素影响，也存在一定风险，这些都给公司发电业务带来新的挑战。

部分地区新能源发电项目已被动参与市场竞争，后续随着“两个细则”等考核措施的落实，对于新能源企业参与市场接受考核的力度将更大，给新能源发电企业运营管理提出了更高的要求。

电煤价格持续高位运行，给集团公司煤电企业日常经营活动带来较大压力，扭亏形势极为严峻。

四川水电窝电现象依然严峻，受外送通道和消纳能力影响，弃水情况短期内依然难以解决，同时“三北”地区风电光伏企业弃风弃光仍将持续，开拓市场降低“三弃率”提电量，仍然是这些企业面临的主要问题。

随着国家环保要求的强化，多地区对环保合规问题实行一票否决，凡是涉及环保合规问题的发电项目一律退出市场，这需要各企业及时梳理，提早沟通，避免因环保合规问题影响企业正常的发电运营工作。

集团公司国外发电项目受所在国电力市场环境影响也存在一定经营风险，主要是所在国电网建设滞后影响电力外送，以及本国电力负荷增速低于预期等因素影响，因此海外电力营销工作也需要引起相关发电企业的高度重视。

五、2018年初步工作计划

（一）工作思路

认真贯彻十九大精神，坚持问题导向，瞄准业务发展的加法量、做强加法量，找准有碍业务发展的减法量、抑制和消除减法量，强化分析、加强指导、做好控制，以十三五发电业务规划为引领，推动管理创新，解决突出问题，防范运营风险，持续提升指标，使电力运营业务真正成为集团活力提升的支撑点。

（二）重点工作

1.加强安全管理，夯实安全基础，杜绝人身和一般及以上设备事故，减少设备障碍，控制机组非停事件。

2.加强设备管理，提高设备运行可靠性和设备可利用率，努力提高上网结算电量。

3.广泛开展电力营销，总结推广电力营销的好方法、好经验，努力争取上网电量。

4.全力支持售电公司开展工作，推动跨区电力营销，开辟电量营销新渠道。

5.研究利用好国家政策，突破传统观念，主动寻找利用“三弃”电的有效途径。

6.加强内部管理，指导企业努力降本增效，推动发电厂备品备件联合储备、备件共享，努力降低运营成本，积极化解电价下行的压力。

7.继续开展标准化建设的同时，推动标准落地，提升发电企业规范化、标准化管理的水平。

8.与亏损企业一道共同研究减亏止亏的有效办法，抑制利润下滑的势头。

9.支持海投公司“两位一体”运营管理模式的实践，支持专业公司运维服务业务走向海外，为集团公司拓展EPC业务链积蓄力量。

10.跟踪电力体制改革的新动向，指导发电企业积极应对，争取市场先机。