电力管理总公司全面预算管理和全员成本目标管理

工作汇报

调研组各位领导：

首先，欢迎莅临我公司调研指导工作。下面，按照《全面预算管理和全员成本目标管理专项提升调研通知》的要求及内容，结合我公司生产经营实际，做一汇报：

一、公司基本情况

电力管理总公司是适应石油勘探开发需要逐步建设形成的。1965年3月，九二三厂水电厂成立，建制为油田三级单位。1966年8月，水电厂建制升格为油田二级单位，1972年5月，改称水电指挥部。1983年9月3日，为适应油田生产和专业化管理需要，胜利油田会战指挥部撤消水电指挥部，成立供电公司、供水公司和通讯公司。1989年6月20日，胜利油田会战指挥部供电公司更名为胜利石油管理局供电公司。1992年12月24日，供电公司职能与管理局电力处职能合并，成立胜利石油管理局电力管理总公司（电力管理处）。1997年6月13日，管理局电力管理处职能分离。

公司所辖电网以220千伏网络为构架，110千伏网络为主网，35千伏网络遍布胜利油区（临盘采油厂除外），电网覆盖东营、滨州、淄博3个市的12个县区、80多个乡镇，工作面积达3.2万平方公里。凡是有油井的地方，就有油田的供电网络。共管辖35-220千伏变电站185座，6－220千伏输配电线路633条共计5618千米，负责22万个计量点的抄表、核算和收费工作。公司现有机关科室16个，三级单位12个，科级单位4个，直属科级单位8个。现有人员5902人，其中：职工人数5902人，劳务派遣用工250人，离退休824人。

二、全面预算管理方面

（一）全面预算管理工作开展情况

根据管理局全面预算管理要求，我公司在深入研究的基础上，重点从预算制度建设、预算编制、预算控制、预算分析和考核等方面优化完善全面预算管理体系建设，增强预算控制力与执行力。一是加强预算组织建设，建立健全预算组织机构，实行纵向由总公司和所属各单位分级负责，横向各业务职能部门按预算管理分工归口管理的全面预算管理，进一步强化总公司资金预算委员会的职能，发挥预算管理核心作用，完善总公司资金预算管理项目组模式，发挥责任部门的业务指导和监督职能。健全完善预算管理规章制度，对预算编制、指标下达、过程控制与考核评价等预算管理环节的重点事项进行规范。二是加强预算环节管理，在预算基础工作上，严格按照内控制度规定的流程，规范材料的收、发、领、用、耗各业务环节，建立健全材料、动力消耗台账及费用支出台账，做好定额管理、计量管理，确保预算指标准确性。在预算编制和审核工作上，发挥预算主导能力，优化资源配置，优先解决电网发展和公司发展的重点投入问题，围绕总公司效益目标，采取“有保有压”的经营策略，集中财务资源，优先保障公司专项需求，全力支持公司电网基础保障工作。严格控制非生产性和管理消耗，大力压缩会议、差旅和日常办公经费支出，有效控制成本开支规模。在预算分析工作上，针对油田重组板块划分、电价调整、油田负荷趋势等经营影响因素的变化，加强预算执行分析和控制，及时做好效益预测与年度预算调整，增强预算的前瞻性和预见性。采取月度简要分析和季度全面分析相结合，针对重点问题开展专题分析，定期召开经济活动分析会，深入剖析经营中存在的问题、难题，为公司领导提供决策信息支持。在预算考核工作上，进一步改进绩效考核办法，完善预算考核机制，着力考核引导，突出激励约束，结合管理需求，增加“资金计划执行率”、“结算资料完备率”等指标，进一步加强对资金、成本费用的过程管理，传递压力，调动总公司各级责任主体的积极性，形成总公司上下一盘棋和齐抓共管的局面，确保总公司效益目标的完成。三是加强挖潜增效措施落实，按照集团公司“经营一分钱、节约一分钱”和“降本减费保效益”的要求，要预算为抓手，在对标基础上制定管理性费用预算标准，规范出差、会务及接待等费用申报和处理流程，加大推行无纸化办公力度，控制两级机关管理性支出规模；加强修理费管理，加大自营维修工作量，减少外委维修工作量，提高维修质量；加强自备车辆的调度，提高运行效率，控制油料及车辆运行费用；加强出差的审批管理，减少不合理的公费出差，降低出差规模与标准，进一步压减差旅费支出，通过转变理念，深挖潜力，确保挖潜增效工作落到实处。

（二）年度预算指标分解落实情况

在深入分析生产经营形势及预算影响因素的基础上，根据局预算管理委员会下达的年度预算指标，按照“围绕目标、立足实际、以收定支、综合平衡”的原则，采取业务量与价值量相对等，零基预算法与增量预算法相结合的方法，合理测算和确定年度任务和目标，并在预算分解落实方案充分体现以下原则：一是全面预算管理原则。根据下达的工作量及收入预算指标，进一步细分业务类型，夯实业务预算基础，提高预算的合理性和约束力。二是有保有压原则。根据下达的成本单项考核指标，按照“保效益、保发展、保民生”的要求，持续强化成本费用控制，进一步压缩非生产性及管理性费用支出。三是对标一流原则。预算指标分解落实充分体现全员成本目标管理的对标成果，在综合线损率、劳动生产率、居民收费率、人均管理费用等方面均对标单位内外部先进指标，并层层细化分解，逐级对标，确保预算指标分解执行落实到位。根据预算方案确定的指标分解落实原则和方法，按照“横向到边、纵向到底、上下联动、责权挂钩、权利相连”的预算管理模式，将年度工作量指标、财务预算收支指标、单项考核指标进行了细化与分解，具体落实到各专业管理项目组与分口分级预算单元，并通过层层签订年度内部经营承包合同，制定切实有效的工作措施，将预算指标固化落实，确保年度生产经营任务和效益目标的完成。预算指标具体分解落实情况见下表：

（三）2013年上半年主要预算指标执行情况

1、购进电量。上半年购进电量34.85亿千瓦时，完成年预算64亿千瓦时的54.45%，各购电来源完成情况见下表。

购进电量与预算进度32亿千瓦时相比增加2.85亿千瓦时，超预算进度4.45个百分点，主要是受油田原油生产，非常规油气开发，以及冬季供暖负荷增加等因素影响，油田电网负荷高于预算平均进度水平运行。与上年同期相比增加0.84亿千瓦时，主要是受冬季天气变化，油田原油上产、非常规油气勘探开发，以及石油工程公司工作量饱满等影响，电网平均负荷高于上年水平。

2、销售电量。上半年销售电量32.77亿千瓦时，完成年预算59.55亿千瓦时的55.04%，各售电板块完成情况见下表。

单位：万千瓦时

销售电量与预算进度29.77亿千瓦时相比增加3亿千瓦时，超预算进度5.04个百分点，主要原因：一是销售错月结算的影响（今年元月份结算销售电量为6.11亿千瓦时，超预算进度水平1.15亿千瓦时）；二是油田原油上产，非常规油气勘探开发，上市公司用电负荷增加；三是石油工程公司上半年工作量饱满，以及供暖季节性用电，油田单位用电量超预算进度。与上年同期相比增加0.83亿千瓦时，主要是各采油厂加大了保油上产的力度，通过增开注水机、油井污水回注、海上平台扩建、开启闲置油井等措施，积极组织油气生产，用电量增加0.85亿千瓦时。同时，由于地方用户经济环境变化，生产类用户开工较上年有所降低，地方用电量同比减少0.14亿千瓦时。

3、考核收入。上半年完成考核收入358887万元，完成年预算660989万元的54.30%，考核收入与预算进度相比增收28392万元，主要是销售电量超预算进度（计3亿千瓦时），以及售省网油田自用电量电费增加。按同口径比，上半年电费考核收入比上年同期增加6620万元，主要原因：一是销售胜利分公司电量比上年同期增加0.85亿千瓦时，增收油田单位电费6925万元；二是石油工程公司工作量增加、冬季供暖，以及社区居民小区投产，非上市单位及居民电费同比增加710万元；三是地方用电量下降，地方电费收入比上年同期减少305万元。

4、考核支出。上半年发生考核支出339352万元，完成年预算628625万元的53.98%。其中：（1）购电成本。上半年购电成本考核支出288631万元，完成年预算532961万元的54.16%，其构成项目见下表：

（2）转供电成本。上半年转供电考核支出50578万元，完成年预算95364万元的53.04%，主要成本预算项目基本控制在预算进度内。与上年同期相比增加2523万元，其中固定成本同比增加794万元，主要是职工基本薪酬调档，以及新增资产计提折旧；操作性支出同比增加1729万元，主要是材料费、青苗赔偿费等电网运行维护支出增加，并且强化成本费用支出过程控制，细化降本减费措施落实，非生产性及管理性成本费用项目均有不同幅度降低。

5、考核利润。上半年实现考核利润19535万元，完成年预算32364万元的60.36%，比预算进度16182万元超交3353万元。从考核收入完成情况看，油田单位用电负荷增加，销售电量超预算进度运行，报告期考核收入比预算进度增加28392万元。从考核支出发生情况看，由于电力市场需求带动购进电量增加，购电成本超预算进度，同时，科学调度与平衡油田负荷，加大成本预算管理与控制力度，上半年供电考核成本仅比预算进度增加25039万元（其中购电成本考核支出超预算进度22151万元），上半年考核利润踏上并赶超预算进度运行。

三、全员成本目标管理方面

（一）全员成本目标管理整体情况及存在的主要问题

1、全员成本目标管理整体工作推进情况

自油田部署安排持续推进全员成本目标管理工作后，我公司高度重视，坚持把持续推进全员成本目标管理工作作为贯穿年度的重要工作来抓，强化组织领导，全面宣传发动，认真推进落实，确保了工作的扎实深入开展。

一是统筹安排，建立组织，保障工作有序运行。为加强电力管理总公司全员成本目标管理工作，我公司按照油田《关于成立胜利油田全员成本目标管理领导小组的通知》的要求，成立了以公司主要领导为组长，业务分管领导为副组长，公司职能科室及三级单位负责人为成员的全员成本目标管理领导小组。领导小组下设全员成本目标管理运行办公室，负责公司全员成本目标管理的日常工作，指导公司全员成本目标管理工作开展，协调各单位、各部门工作关系。结合公司实际，制定了运行管理、工作职责等相关工作制度，规范完善了全员成本目标管理工作机制，公司所属各单位也分别建立相应的活动组织机构，自上而下形成共同参与、整体推进、逐级落实的良好局面，保障了全员成本目标管理工作有序运行。

二是深入宣传，强化意识，提高工作认识水平。为使公司广大干部职工了解与支持全员成本目标管理工作，我公司通过座谈会、交流会、讨论会等形式，利用电力网站、电力通讯等渠道宣传集团公司和油田持续推进全员成本目标管理的重大意义，认识到持续推进全员成本目标管理是中石化集团公司提升成本管理水平的重大举措，是油田单位深化全面预算管理与强化成本预算管理的重要内容，从思想深处提高认识，牢固树立全员成本目标管理理念。同时，组织公司相关科室及人员学习掌握全员成本目标管理的内涵，理解全员成本目标管理机制、管理方法、管理手段，提高全员成本目标管理思想认识，增强全员成本目标管理工作积极性，初步形成了全员全过程参与全员成本目标管理的氛围，为持续深入推进全员成本目标管理工作打了坚实基础。

三是细化方案，明确责任，推进工作稳步实施。我公司在认真学习与深入把握《胜利油田全员成本目标管理总体方案》的基础上，结合电力行业特点和公司生产经营实际，经过广泛调研与充分研究，制定了《电力管理总公司全员成本目标管理实施方案》，确定工作目标，即以油田持续推进全员成本目标管理为指引，紧紧围绕总公司生产经营目标和任务，以管理局年度主题活动为载体，以深化全面预算管理为主线，以系统节点精细管理为抓手，以标准成本管理为基础，细化单元成本管理，强化成本过程控制，构建起以“责任体系、目标体系、激励约束机制”为核心的全员成本目标管理体系，进一步提升总公司成本预算管理的科学化、精细化水平，推进总公司预算管理的持续改进与优化完善，确保总公司愿景目标和生产经营任务的实现。明确了工作思路，即以总公司全员成本目标管理工作目标为统领，持续推进深化全面预算管理和系统节点管理工作，建立起“总公司、职能部门、三级单位、基层队、班组”的系统节点精细管理模式，依次划分出“总公司、三级单位、基层队、班组（变电站、线路电压等级）”管理单元，制订标准成本，形成贯穿于生产、供应、耗用、销售、收款等生产经营全过程，覆盖生产、用电、供应、计划、财务、经营、劳资等企业管理各个方面的“责任体系清晰、指标体系明确、激励约束机制有效”的全员成本目标管理体系。在此基础上，按照“统一认识、组织保障、责任落实、分工协作”的原则，制定了工作运行计划，“先重点、后全面，有步骤、分阶段”地持续推进全员成本目标管理工作，进一步完善成本目标管理体系，建立起以成本指标、工作质量指标、损耗指标为重点的指标体系，并将指标逐级细化到具体分项指标，按照纵向到底、横向到边的原则将指标分解落实到每一个成本管理单元和责任主体，进一步完善激励约束机制，制定全员成本目标管理考核监督制度，加大绩效考评力度，确保电力管理总公司全员成本目标管理工作按期、高质、高效完成。

通过全员成本目标管理“责任体系、目标体系、激励约束机制”三大核心目标的建立完善，狠抓工作责任落实，搭建指标竞赛排名，加大经营考核力度等措施，我公司各项工作均取得了较好的成绩，圆满完成既定目标任务。在油田颁布的历次生产经营指标“排行榜”上，效益指标、经济技术指标均名列前列。

2、全员成本目标管理主要板块工作推进情况

在全员成本目标管理工作实施过程中，我公司通过专题调研、召开推进会、组织阶段检查等方式，围绕工作目标，抓好工作落实，强化工作督导。目前，我公司全员成本目标管理各板块工作均按计划稳步推进，取得了阶段性成绩。

（1）系统节点精细管理。为推进系统节点精细管理工作有效开展，在公司层面成立了系统节点精细管理领导小组，并按照专业特点建立了15个系统节点管理小组，负责具体方面的系统节点管理工作。通过召开培训会和现场分析会，进行系统节点讲解与指导工作，并修订完善了管理制度、工作标准、工作流程，实现从上到下、从系统到节点精细管理的制度化、文本化。在系统节点实施过程中，我公司在系统节点目标定位在建设坚强稳固的电网，服务于油田原油生产和保障居民供电需要。在系统节点设置上，按照专业性质，以安全供电、经济运行为中心，划分为变电运行、线路运行、电网调度、变电检修、用电管理等15个系统，将每个系统内的工作重点、管理难点确定为节点，并细分为一级、二级、三级等多级节点，初步形成了系统节点精细管理的四大体系。在系统节点目标确定上，将公司目标利润、成本费用、客户服务、外购电量等生产经营主要责任指标和复合管理指标，分解落实到15个系统，并围绕公司总体目标任务，制定本系统内各级节点的量化工作目标，通过对精细管理指标体系进行整合优化，形成了横向覆盖所有业务，纵向贯穿各个管理层级的系统节点目标体系。在系统节点运行保障上，建立起节点与规章制度条款一一对应，确保节点每项流程都有规章制度。修订完善了公司级分系统、到节点的管理制度、工作标准和工作流程。各三、四级单位将制度、标准和流程层层细化完善，使日常管理工作完全遵循“系统节点”管理的要求来组织运行。在系统节点责任划分上，明确责任主体，完善责任明细，落实管理措施。公司将年度工作量指标、收支指标、单项考核指标按照“纵向到底、横向到边、责权联动”的原则进行了细化与分解，具体落实到三级单位及职能责任部门。将全公司经营指标与机关科室和三级领导班子双挂钩，保证压力层层传递。各三级单位结合实际，进一步分解目标任务和工作责任，细化到各基层队和班组。在系统节点考核体系上，突出节点运行的过程与质量考核，建立公司分级考核体系和动态考核制度。各层次的系统管理组每月对节点管理的情况进行检查督导和考核，横向逐级考核到各管理节点，纵向考核到三、四级单位及班组、岗位；每季度对各系统管理组指标完成情况进行考核，落实经营业绩问责制，对于完不成责任指标的单位，严格按经营目标责任书规定执行，做到严考核、硬兑现，保证了整体工作精细高效运行。

（2）单元成本管理。根据管理局单元成本管理工作的要求，我公司多次组织召开单元成本管理专题讨论会，明确了单元成本管理工作思路，即以预算管理为主线，以系统节点为依据，按照管理层次和节点设置，将工作量指标和成本预算目标逐级细化分解到各工作单元，做到运行管理到单元、指标分解到单元、责任落实到单元、考核分析到单元，从而实现对成本的源头控制，提升精细化管理水平和提高经济效益的目的。确定了管理单元基本原则与内容框架，即按照“规模适度、管理适度、人员适度” 三个适度的原则，依次划分出单元成本管理中管理单元，满足公司管理和控制的需要，其内容框架主要由单元成本管理项目、控制目标、核算内容、业务分析、考核监督等构成。在单元管理推进工作中，我公司以系统节点的划分为基础，确定出各个级次管理单元，就是在“总公司、职能部门、三级单位、基层队、班组”的系统节点精细管理模式下，依次划分出“总公司、三级单位、基层队、班组（变电站、线路电压等级）”管理单元，在设置好的管理单元上，优化完善预算管理与控制，确定预算项目与控制指标，并借助集团公司会计集中核算系统，统一规划各成本管理单元核算架构，确定核算内容，准确归集成本管理单元成本费用项目。制定单元分析和考核规定制度，采取定期或不定期、常规或专题等形式进行单元成本分析，达到增进效率、改善经营、降低消耗等目标。按照“量化考核、简化管理、责权利相统一”的原则，根据各管理单元工作业绩、效益实现程度、工作质量、挖潜增效等指标综合考评，形成良好激励机制。通过以上单元成本管理的构建，制定出适合公司业务特点的单元成本管理办法。

（3）标准成本管理。根据管理局精细化管理的任务要求和建立分板块、分行业标准成本体系工作安排，我公司结合电力行业特点及总公司生产经营管理实际，制定了《电力管理总公司供电业务标准成本编制方案》。供电业务标准成本共分为购电业务成本、转供电业务成本两大部分，其中转供电业务成本部分按电力运营成本构成分为电网运行维护成本、电力营销计量成本、辅助保障成本、管理性支出四个板块，各板块向下划分为12个业务单元，确定业务单元作业类型，分层分级建立供电业务标准成本。在标准成本制订工作中，成立了多个业务部门参与的专业项目组，全程领导和参与本业务板块标准成本编制工作。在制定工作中，实行“每周一次例会，每月一次运行会”制度，总公司全员成本目标管理领导小组及办公室不定期听取各项目组工作汇报。同时，各专业项目组制定出本板块标准成本编制工作细则, 详细界定作业项目,进行责任分工, 对工作进度、工作标准提出具体要求，按照明确的职责开展好工作。目前，供电业务标准成本制订在相关牵头部门的组织下，按照工作计划梳理供电业务单元，建立电力标准作业库，设计测算表格，采集基础信息资料，汇总整理信息数据，并完成了管理局成本消耗定额标准体系数据填报工作。

3、全员成本目标管理工作中存在的主要问题

一是管理理念有待深入，思想认识需要进一步加强。全员成本目标管理得以有效实施，关键在于革新成本管理的理念，统一思想认识。近年来，在领会油田管理要求的基础上，利用各种形式和渠道对全员成本目标管理进行了学习，但仍感觉到不够深入，并且全员成本目标管理是一项长期性、复杂性的系统工作, 涵盖了生产经营、财务管理的全过程, 加之长久以来形成的成本核算与管理模式根深蒂固, 因此,树立全员成本目标管理观念需要一个较为长期的过程，需要在各级管理层面上形成统一的思想认识。建议油田加强全员成本目标管理的培训学习，统一思想，提高认识，使全员成本目标管理工作始终沿着正确的方向推进。

二是完成时间要求短，工作难度大。全员成本目标管理涉及项目多、范围广、涵盖内容长的特点，决定了全员成本目标管理工作难度。从应用范围来看, 涉及到生产经营的各个方面，各单位、各部门、以及各基层队、班组都是全员成本目标管理及其构成项目管理与控制的对象，全员成本目标管理从积累基础资料到贯彻实施都需要各级人员参与，建立一套完善的全员成本目标管理体系非常必要，但这个过程非常复杂。从时间上来看, 由于全员成本目标管理涉及面太广, 要想在短时间内就把所有环节及内容的全员成本目标管理比较准确地表现出来, 是不现实的。同时, 全员成本目标管理也是一个不断完善、持续改进的过程，需要持续关注其变化情况, 并逐步完善其内容。因此，全员成本目标管理的开展与实施，应综合考虑企业实际情况，合理确定工作计划与时间安排，实现生产经营与全员成本目标管理的“两不误、两促进”。

三是专业管理与职能管理紧密结合程度需要进一步加强。全员成本目标管理是一全新工作，时间紧，任务重，涉及业务面广，牵扯部门多，部门之间的协作配合要求高。全员成本目标管理不能仅仅看作是一项财务会计工作，它涉及各单位、各部门，涉及到生产经营管理活动各个项目，需要生产、经营、技术、管理、计划、物资等各部门及专业人员的全员参与，尤其是在全员成本目标管理构建阶段，需要组织及专业人员保障。因此，专业管理与职能管理紧密结合程度是做好全员成本目标管理工作的重要关键点，是全员成本目标管理是否取得成效的重要保障。

四是信息来源渠道狭窄，内外交流不畅通。目前，全员成本目标管理的各类信息，多来源于集团公司、油田，以及外部信息探索，这部分信息更多集中于理论知识和基本情况介绍，缺乏具体的全员成本目标管理实践，特别是专业行业领域的标准成本、单元成本管理等方面资料及信息尤为明显，在实施全员成本目标管理过程中，也很难取得企业外部及集团公司内部相同单位的相关信息，全员成本目标管理中的责任体系、目标体系及激励约束机制难有经验可供参考，行业间的对标、追标工作难以有效展开。因此，需要上级部门广泛开辟信息渠道，增加油田内外部单位交流，提高油田各单位全员成本目标管理的时效性。

（二）对标管理工作开展情况

在对标中建标、在追标中创标。在对标管理上，以效益指标为核心，把影响全年效益目标任务完成和持续稳定发展的线损指标作为主攻方向，突破设定控制目标，促进整体经营管理水平持续提升，确保效益目标任务实现。

1、线损指标对标情况

（1）公司年度对标情况

根据表上数据，我公司管辖的胜利电网综合线损率从2010年的7.405%下降到2012年6.96%，突破7%关口，三年下降了0.445个百分点，逐渐回到2007年社区专业化前线损水平。线损运行逐年向好，这主要得益于管理局的支持，以及我公司从“基础、技术、管理”三个方面采取措施所取得的成效。其具体做法：一是以打造坚强电网为出发点，从电网优化调整、设备升级、需求侧管理等各环节入手，先后实施了北区、中区电网升级改造等重点电力工程，在增强电网基础保障能力的同时实现降损增效。二是优化电网运行维护管理，依靠科技技术创新提高电网运行质量，通过消除“大马拉小车”现象，加大无功补偿装置投放力度，提高功率因数，改善电压质量，降低电网损耗。三是加大油田电网计量装置资金倾斜力度，对重要用户加装GPRS无线远程抄表监控装置，进行变电站二次回路改造，淘汰能耗大的老式机械电能表，开发研制防盗节能计量箱，增设高压计量装置等工作，提高油田电网计量精度，保证电力计量准确性。四是开展用电经营指标竞赛活动。实行分电压等级、分供电区域、分服务对象的“三分”电网损耗管理模式，将年度损耗总体指标，逐级量化分解，具体落实到基层单位、岗位，建立比学赶超激励机制，努力做到损耗可控、在控，以岗位、班组的对标工作推动公司整体指标的突破。

（2）行业对标情况。通过与系统内外部先进单位的比较，电力管理总公司线损达到行业先进水平。

①与集团公司中原油田、江苏油田供电单位对标

备注：以上对标涉及的数据均取自2011年度。

与中原油田比，我公司年转供电量是中原油田的4.6倍；35千伏及以上输变电系统线损率中原油田比我公司高3.78个百分点;居民小区网损率和中原油田同在10%左右；与江苏油田比，我公司年转供电量是江苏油田的23倍。35千伏及以上输变电（6千伏以上变电站及线路）线损率江苏油田2011年为3.6%，高出我公司1.38个百分点。

②与行业主要经济技术指标的标准对比

对比山东电力集团公司系统建设一流县供电企业考核标准和《油气田电网经济运行规范》中油气田电网线损率标准，可以看出，电力公司的高压配电线路（6-10千伏线路）损耗和低压配电线路（油田社区）损耗接近或优于一流县供电企业考核标准中的对应指标；低于石油天然气行业标准中的10kV、6kV系统，包括10kV、6kV配电线路及配电变压器，线损率不应大于6%的标准。低于标准的原因主要与节能配电变压器的使用和配电线路无功补偿的平衡有关。综合以上对比分析，电力管理总公司与其他油田供电部门对比，具有较强的电网规模优势、电力保障优势、职工队伍优势和精细管理优势，同时在个别指标上受电网结构和设施老化的影响，与行业标准还有一定差距。

2、持续深化线损指标对标目标及措施

按照油田“打造世界一流、实现率先发展”的目标要求，通过梳理石油天然气行业、地方电业局、油田供电部门在电网经济技术指标方面的标准，结合胜利电网管理现状和油田油气开发工作的特点，确定电力管理总公司争创第一的目标，并将以先进的经济技术指标为标杆，促进我公司各项工作向中国石化行业第一、国内一流看齐，不断提升公司整体生产经营管理水平。

（1）争创中国石化行业第一的指标体系中主要经济技术指标标准

（2）争创第一的保障措施

线损率：一是通过加快电网升压改造步伐，逐步简化系统电压等级，采取短线路轻负荷等方式，减少供电环节和变电容量，降低线损。二是加大技术进步与创新，推广应用国内用电管理的先进手段和方法。逐步更换新型防盗计量装置，应用高压预付费计量管理系统，更换节能变压器，加强用电计量管理，确保计量准确。三是提高信息化管理水平，在全公司范围内实施用电信息管理系统，建立用电数据信息化平台，将营业管理、计量管理、用电监察和线损管理统一纳入系统内，提升用电管理的信息化水平，实现线损分析的信息化。四是开展低压配电线路和社区线损用电经营指标竞赛活动，加强对线损高于标准的分析和考核，查找电网结构缺陷和管理漏洞，有针对性采取管控措施，提升整体降损管理水平。

电费回收率：一是拓展收费方式和渠道。在目前坐收的基础上，探讨银行代扣代缴、网上缴费、商业代收等新的收费方式。二是实现预收电费。针对国家取消电费保证金的现状，对于用电大户和拖欠电费户建立电费预收制度或月电费按若干次收费，月末抄表后结清。对于流动性大的商户安装预付费电能表，防止恶意欠费。三是建立客户评价和电费预警体系。对于不同等级的客户实行不同的管理服务模式。对于未及时缴纳电费的及时发出预警，对于重点欠费客户要通过预收电费或缩短收费间隔等方式，确保电费回收。四是应用实施用电信息管理系统，实现营销管理信息化处理，提高营业管理质量和效率。

居民服务满意率：一是深化居民用电服务，推广组建小区水电气集中收费综合服务大厅，建设好小区维修值班室及工房。二是延伸一体化联动收费工作，积极争取油田专项资金，彻底解决以往社区表计老化，型号繁杂的问题。备齐备足备用表计，解决因社区表计基数较大，存在一定程度的损坏和社区电表的强检轮换问题。三是做好新建油田小区电力设施配套工程和居民用电服务工作，参加方案设计和方案审查，做到提前介入和参与，及时掌握供电线路走向等相关情况的基础信息，做好投产小区的日常运行维护。

电网事故率：一是对有效的措施、手段、制度加以总结，及时修订管理制度，规定事故发生单位的汇报要求和事故处理的组织、指挥、协调工作，确保及时恢复供电。二是结合运行管理单位管辖电网和设备的现状，将各项事故率指标细化分解，以事故降低率、统计事故降低率和同比事故降低率为指标进行综合排名和考核。三是建立总公司内部相同四级队种电网事故率指标体系及竞赛办法，认真汇总梳理各单位在指标分解方面的做法和成功经验，突出做好四级单位完成各类电网事故率指标的统计分析工作。四是抓好电网日常生产运行管理工作，加强电力设备的巡视检查，建立应付各种突发事件的预案，保证电网安全稳定运行。

（三）年度重点工作开展情况

1、持续强化发供电一体化管理机制，实现油田电网经济效益最大化。2013年，针对逐年增长的外购电量对整个油田电网经济效益的影响，按照集团公司和油田一体化战略部署，本着强化经营管理，挖掘电网潜力的原则，持续强化发供一体化管理机制，确保发电企业的发电量与供电企业的用电量基本平衡，提高胜利发电厂输送油田电网的发电量，减少从省网的购进电量，最大限度实现胜利油田电网整体效益最大化。主要措施是：

（1）搭建发供电一体化管理的信息平台。一是以油田电网数据远传系统为中心建立数据采集平台，实现了电网负荷、发电量等数据的在线分析和超前预测。二是以电网调度自动化系统为中心建立数字监控平台，实现了胜利油田电网数据实时监控，提升了油田电力调度的科学管理水平。三是以电力调度信息管理系统为中心建立信息共享平台，实现全油田电力系统生产、运行、控制的高效、规范化管理。

（2）完善发供电一体化负荷预测机制。优化完善的电网负荷预测制度，定期编制以年、季、月、周为时间段的负荷预测报告，并绘制负荷曲线，定期向胜利发电厂发布。胜利发电厂以电网负荷预测曲线为依据，调整发电机组维修计划和实时调整机组出力，实现发电曲线和负荷曲线的合拍运行。

（3）健全发供电一体化管理运行机制。实施全网统一调度，分级管理，密切监控电网负荷和机组运行情况，及时调整局部电网的运行方式，减少外购电量。按照供电负荷曲线制定发电机组检修计划，将发电机组的计划性检修安排电网负荷较低、用电量较少的四、五、六、九、十等5个月内进行，而在负荷较重、用电量较大的一、二、三、七、八、十一、十二等7个月内多发电。机组临修工作尽量安排跨月进行，确保月供、用电量的平衡。同时，建立发、供电联动应急反应, 实现局生产调度、胜利发电厂和电力公司三方联动,提高应急反应能力。

2、持续开展用电指标竞赛，提升用电精细管理工作水平。在总结分析上年用电经营指标竞赛活动经验的基础上，通过划小核算单元，合理制定竞赛指标，定期排名公布、奖优罚劣，引领公司用电经营系统全员对标，赶超先进，提升用电管理精细管理水平。

（1）科学设定对标指标。针对效益增长、服务提升等关键环节，通过调研学习，认真对比，找出自身优势及存在的差距。在对标过程中，坚持不能全部比就分段比，不能总体比就分项比，并结合用电管理实际，将自管配电线路线损率、油田小区综合损耗率、居民供电服务投诉率作为竞赛指标。以历史指标、任务指标、对标指标作参考，细致核算确定考核细则。

（2）层层分解对标赶超。通过举办专题讲座、集中学习培训等形式，利用公司网站、报纸等工具，加强对标管理的宣传培训和学习交流，层层宣贯，步步引导，召开专题工作会议进行动员部署，要求各供电公司设定专人负责小指标的统计、审核、上报工作，建立奖惩分明的线损考核制度，将线损指标层层分解，落实到人。

（3）加强考核激励提升。定期将各供电公司竞赛指标在网页上进行排名公示，实施奖优罚劣，做到月考核月兑现。跟踪督促各供电公司对排名落后的线路、小区进行细致分析，查找原因，采取措施降低损耗。同时充分发挥领导干部自身专业技术和管理知识优势，开展“领导干部跟班抄表监察地方重点客户”活动，查找存在的薄弱环节和问题隐患，为基层解决实际问题，达到降损增效的目的。

3、持续完善四季检修管理模式，努力降低成本费用支出。2013年按照“集中整治”、“重点检修”和“常规检修”相结合的工作思路，持续完善四季检修模式，严格按照“应修必修、修就修好”的原则，切实做到适时、适度检修，避免过度检修，提高检修的针对性和实效性，减少人力、物力、财力消耗，提高成本运行效益，进一步增强电网安全稳定运行能力。

（1）集中整治与重点检修相结合，提高油田电网抗灾能力。针对电网薄弱现状，集中人力、物力对多年遗留问题大打歼灭战是我公司2013年检修的新模式。针对区域电网薄弱环节，加大专项改造力度，对垦东、草桥、大北、永安等区域电网进行集中改造，提升油田重点产油区块供电可靠性。同时，针对不同时期、不同类型的设备制定专项检修策略，对运行年限长、隐患多的设备加大检修试验力度，举一反三，全面检查、处理变电站封闭母线、6kV刀闸及设备接头、绑线等重要节点，重点查找隐蔽缺陷；集中对计量CT接头、主变低压套管接头实施改造，减少发热缺陷；加大线路清障和消缺力度，实施线下超高树木砍伐和锈蚀拉线的更换工作。

（2）检修时间与工作任务相结合，科学均衡检修工作量。针对检修工作量大、一线人员不足、设备陈旧老化，原油生产保供压力逐年增大等实际困难，科学调配资源，优化检修组织安排。在春季检修上重点对涉及原油生产、居民生活、重负荷的单电源设备开展检修，将双电源、轻负荷的设备安排到秋季检修或由各单位自主安排，缩短春季集中检修的时间，尽量避开高温酷暑天气，避免职工长时间疲劳工作。充分结合基建改造、隐患治理等工作，同步完成检修任务，避免重复停电。在采油厂等兄弟单位齐心协力做好油井线路及相关变电设备的检修工作，最大限度地缩短油井线路停电时间。

（3）强化监督与规范管理相结合，层层落实电网检修安全责任。以打造安全的工作环境和培养职工自我保护意识为主线，筑牢“人防、物防、制度防”三道防线，将HSE管理贯穿电网检修的各个环节。强化检修现场安全管理，制订生产现场安全规范化管理流程，通过班会、工作票制度、危险点预控、安全措施卡等环环相扣的措施，使生产现场形成“安全链式管理”。要求各级领导密切关注现场工作秩序和人员工作状态，及时发现问题、解决问题，做好现场安全保障和监督指导，确保电网检修安全有序。　

四、生产经营管理存在的主要问题

近年来，电力管理总公司始终将“电网安全经济运行，服务油田生产生活，增强保油保供能力”作为生产经营管理的中心任务，依靠优质的供电服务巩固油田电力市场，成为管理局效益的重点支撑点，在油田开发生产经营链条中发挥着生产保障重要作用。相对电力公司效益贡献而言，保障效益实现的电网基础建设与运行环境存在着投入逐年减少、历史欠账多，部分设备陈旧老化严重，安全运行可靠性及运行维护环境差，以及生产经营、财务运行等问题，主要表现在。

（一）电网规划与生产运行方面

1、电网设施老化严重与电网运行可靠性差的矛盾。目前油田电网大部分设施建设于上世纪七、八十年代，时间久、整体老化严重，自动化水平低，油田电网整体技术水平落后于国内行业水平。突出表现在：（1）变电站设备。油田20年前投产的变电站占到总数的30%以上，虽然有的变电站已对部分设备进行了改造，但仍有相当数量的变电站因为投产时间过长，目前仍在使用已经停产淘汰的老设备，正面临设备无法修复和维护成本大幅上升的困境，设备超寿命运行、带缺陷运行的状况十分普遍。目前油田变电站仍在大量使用早已停产的SN10、ZN3、ZN4、ZN5型断路器，常用易损部件很难购置，出现故障后维修困难。部分变电站自动化设备投运时间过长，由于设备停产淘汰造成备品备件不足，极易引发大规模停电故障。近几年一些区域变电站变压器容量严重不足，存在“小马拉大车”、设备过负荷运行等现象。（2）供电线路。目前油田电网运行20年以上的电力线路占总数的35%以上，部分线路导线已运行达30年，氧化严重，阻值增高，金具锈蚀严重，线路运行存在严重的安全隐患，也造成线损居高不下。特别是沿海地区，由于长期的盐雾污染，线路受盐碱、霉菌、潮湿等影响，杆基、拉线老化、腐蚀严重，造成多起线路接地故障，在大风、雨雪等恶劣天气时，易造成断杆、导线断裂等故障，给线路运行造成严重的安全隐患。低压线路防雷措施薄弱，部分投产时间较长的电力线路绝缘子、避雷器性能下降，在雷雨天气，造成的绝缘子放电击穿和电力线路遭雷击的现象增多，线路雷击跳闸频繁，严重影响原油正常生产。

2、电网技术水平严重滞后与供电可靠性差的矛盾。近年来，随着国家经济的迅速发展，电力作为推动经济社会发展的基础性产业有了前所未有的进步。据了解，东营供电公司建成投运了500千伏超高压输变电工程，形成了以220千伏高压输电线路为构架，110千伏变电站多电源布局的电网结构，变电站全部采用免维护设备，实现了数据网络传输和微机智能监控，电网安全可靠性和综合自动化水平明显提高。输配电线路普遍采用铁塔和金属管塔，10千伏以下配电线路普遍采用绝缘导线。与地方电网相比，油田电网设备技术状况仍然比较落后，仅有约40%的变电站进行了综合自动化改造，大多数35千伏、10千伏和6千伏线路仍然采用双基或单基水泥杆，绝大多数10千伏以下线路普遍采用裸露导线，每年由于裸露导线造成的施工碰线等外力破坏时有发生。

3、电力主网结构存在缺陷与电网供电能力不足的矛盾。胜利油田电网处于山东省电网的末端，只有万杨线等3条220千伏线路与省网联络，受电能力较弱，油田内部220千伏环网正常只能承受45万千瓦负荷，2012年夏季网内负荷达到了56万千瓦，2013年夏季预计将超过上年水平，已远远高出电网正常的承受能力。随着区域电力负荷的快速增长，油田电网110千伏变电站电源已严重不足，造成部分变电站、电力线路存在严重过负荷现象。部分供电设施设计仅是用于区块开发初期的临时电源，随着油田开发建设的深入和负荷的增长，供电设施的配套完善没有及时跟上。在一些偏远油区，数座变电站由单电源供电，像“串糖葫芦”一样连接起来，一旦发生设备故障就会引发大面积停电。部分线路缺少断开线路的隔离开关，发生事故时，影响较大，线路巡视耗费时间长，影响用户多、停电时间长。

4、电网运行环境复杂与电网运行效益的矛盾。近年来，受地方经济发展，油田整体治安及生产环境的影响，加之电网点多、线长、面广、资产价值较高的实际，电网运行环境尤为复杂，带来电网运行维护难度与支出规模逐年增大。主要有：一是外力破坏严重。近年来，外力破坏已成为引发电网事故的主要原因。今年以来，东营市市政工程明显增多，特别是金湖银河及兴隆林场等建设工程，涉及范围广，施工地点分散，对电网运行影响较大。二是线路对地距离不够。油田电网建设初期架设的部分配电线路建设周围原为农田，线路建设标准按照野外荒地标准设计，随着城市建设，公路河沟绿化、线下植树、房屋建筑等挤占线路走廊，造成线路对地距离不够的现象时有发生，阴雨、雾天更容易造成线路跳闸、接地，甚至影响线下人员安全，大大降低了供电可靠性，严重影响电网安全稳定运行。三是外部治安环境差。受利益驱使的影响，一些不法分子盗窃电力设施违法犯罪活动十分猖獗，尤其是低压线路的导线、变压器和高压线路拉线，被盗情况时常发生，并呈现出等级不断升级、规模越来越大、方式发展明显等特点，防范困难，危害严重。四是树线矛盾难以根治。国家《电力设施保护条例》明确规定：任何单位或个人在架空电力线路保护区内不得种植可能危及电力设施安全的植物，不得兴建建筑物、构筑物。但由于种种原因，这一规定很难得到执行，因树木原因造成电力线路跳闸的情况经常发生。五是油田工农关系复杂，青苗赔偿费用逐年攀升。目前，东营地区实施的“三网”绿化工程在供电线路下方种植了大量树木，对线路安全运行造成严重影响。该项目涉及到东营市“三网”指挥部、东营市市政局园林处、林业局及各级政府多重管理，协调难度较大，并且部分村民借“三网”绿化政策高密度的、重复性的在电网下方种植速生杨等高杆作物，导致区域内线路事故隐患增加，被迫进行树木砍伐，树木补偿金额逐年成倍增加。

5、自然极端恶劣天气频发与电网安全稳定运行的矛盾。近年来，受气候环境整体影响，油田极端恶劣天气的出现频率及严重程度在不断增加，给油田电网运行和油气生产造成了巨大的影响，虽然电力管理总公司在历次抗击恶劣天气等自然灾害侵袭的过程中，通过前期积极预防、及时启动应急预案，全力组织人员、设备进行抢修，在较短的时间内，恢复了故障线路的正常运行，有效维护了油田电网整体稳定运行，但恶劣天气依然给电力设施造成了严重损害，对后期的设备恢复和电网维护带来不利影响。经统计，因恶劣天气引发的电力线路事故次数逐年增加，仅次于外力破坏因素，主要表现在为大风引起的线路搭挂异物、雨雾天气与局部地区环境污染叠加而诱发的污闪、雷击造成的线路跳闸等。需要加大电力设备防雷技术的投入与应用，对雷电活动频繁的地区加装线路型避雷器，切实提高电网的防雷水平。

针对以上油田电网存在问题，根据油田建设智能电网的目标，本着立足当前、兼顾长远、先急后缓、积极作为的原则，加大电网基础设施设备的更新改造力度，有效解决目前油田电网存在的重大缺陷和隐患，扭转油田电网老化严重、停电故障增多的局面，提升油田重要产油区块的电力保障能力，有效提高电网设备安全水平和抗风险能力，确保油田电网安全可靠运行。提出以下建议：

一是电网建设及改造应满足“N-1”安全准则，即变电站实现双电源供电，特别重要变电站多电源供电，在一条线路故障时不影响负荷供应，并且使运行方式在故障及过负荷等情况下能灵活调度，解决局部电网结构不合理的状况。

二是改造变电站老化、淘汰设备，逐步实现变电站开关无油化和综合自动化，提高设备本质化安全水平。完善电网通讯系统和调度自动化系统，建设区域电网集控站，实现电网运行实时监控功能。

三是线路改造以消除安全隐患和提高抗灾能力为主，采取更换、修补、迁移等措施解决老化、安全距离不足、“水泡电杆”问题，减少线路设备原因引发的故障。对于沿海滩涂易受自然灾害影响的地区，在改造过程中应适当提高设计标准，采取选用钢管塔、铁塔、绝缘导线等措施，提高抗灾能力。同时，尽快解决电力线路迁建资金问题，确保电网安全可靠运行。

四是加大与地方政府的协调沟通，为电网安全运行提供良好的外部环境。电力管理总公司管辖的电网覆盖东营、滨洲、淄博3个市的12个县区，80多个乡镇，工作面积达3.2万平方公里。近年来，随着地方经济快速发展，经济开发区建设、三网绿化工程、农田基本水利设施改造工程的实施，给油田电网的安全经济运行带来诸多隐患，特别是东营市实施的金湖银河工程和东营港经济开发区建设工程，已经造成许多起电网跳闸事故和人身电力伤害事故，严重危及电力的正常供应和电力设施的安全，给电力公司造成巨大经济损失。因此建议管理局协调三地地方政府，学习借鉴濮阳市的经验做法，通过制定保护电力运行的地方法规或规定，有效遏制各种非法破坏电力安全运行的行为，保证油田正常的生产经营秩序。

（二）生产经营管理方面

1、外购地方电量超预算进度运行的问题。受油区电网用电负荷高、胜利电厂机组检修停机，以及供暖机组出力不足等因素的影响，今年上半年外购地方电量达到5.81亿千瓦时，完成年预算9.43亿千瓦时的61.57%，比上年同期4.82亿千瓦时增加0.99亿千瓦时。进入下半年，因胜利电厂机组停机检修、夏季用电高峰，以及电网结构不合理等影响，预计2013年外购电量超年预算水平，将达到11亿千瓦时左右。此外，胜利电厂机组临时性故障停机，以及省调对胜利电厂二期机组发电量指标控制等情况，将进一步增加外购地方电量，进而影响年度效益指标的完成，加大外付地方电费的货币资金压力。针对今年外购地方电量继续增长的态势，我公司将加强与管理局职能部门及胜利发电厂的沟通，通过合理安排机组检修时间，认真细致地做好电网用电量的需求预测分析，合理调整运行方式，及时平衡胜利发电厂机组发电量和电网用电量，最大限度地减少外购电量,力争将外购地方电量控制在合理范围内。

2、地方政府来函要求电力线路迁建的问题。2013年以来，东营市等地方政府为适应“黄蓝”两大国家战略，完善路网结构和生态规划区建设，逐步加大道路改造和规划区域建设力度，1-5月份相继开工建设的重点工程项目多达20项。由于2003年以前建设的电力线路不需要办理规划许可证，而油田电力线路多数是在此之前建设投产的，形成了大量油田电力线路无规划许可的状况，加之多年来油田电力线路没有办理线路走廊土地征用手续。在既无规划许可、又无征地手续的情况下，如果经多方协调仍然不能维持现状，就只能服从地方有关政府部门新的建设规划，因此，有关地方政府部门多次来电来函要求对20个新规划建设项目区域内的油田电力设施限时予以迁建，仅东营市“金湖银河”生态工程建设就要求我公司110千伏九广线、110千伏九安线等13条线路共计43.9千米进行迁建，截至目前统计的电网改造资金约需1.66亿元，由于油田电力线路迁建面临资金困难，地方强行施工造成了大量线路浸泡水中、杆基暴露甚至杆身倾斜，对油田电网的安全稳定运行造成严重影响，急需资金对涉及的电力线路进行迁建。

由于油田电力线路迁建面临资金困难，地方强行施工造成了大量线路浸泡水中、杆基暴露，甚至施工车辆碰线、碰杆等情况频发，经统计仅4月份地方建设项目造成电网故障17次，影响的负荷多达3万千瓦。针对市政工程的具体情况，我公司采取了下发电力设施保护宣传单，悬挂警示条幅、使用彩旗标示保护范围对施工单位进行警示和线路保护，加装拉线标志杆、刷警示漆、补加被破坏的电缆标志桩及进行局部线路改造等应急临时措施。虽然我公司利用以上应急措施，在一定程度上和范围内避免了市政工程施工对电力设施的破坏，但是随着地方政府开发建设力度的加大，对油田电网的正常运行的影响依然严重，资金缺口比大。为此，需要管理局拨付专项资金对涉及的电力线路进行及时迁建，确保电网安全稳定运行。

3、维修改造资金缺口的问题。胜利电网工作区域跨越东营、滨州、淄博3个地市的12个县区、80多个乡镇，覆盖面积3.2万平方公里，形成了点多、线长、面广，布局分散的特点，所辖电网大量线路和变电站分布在农田、滩涂、鱼池及新建居民小区内，运行环境复杂。同时，胜利电网的建设是随着油田勘探开发而形成，缺乏系统、统一的规划，电力主网结构不合理，供电可靠性得不到保障。近年，胜利电网虽通过实施升压改造、区域电网结构调整等工程，供电可靠性有了显著提高。但电力设施设备老化严重，电网抗灾、抗外力破坏能力比低的大的局面未得到有效的改观。为有效消除电网安全隐患，提高抗灾与抗破坏能力，每年维修费正常资金量应在0.8亿至1亿元之间。

4、货币资金异常紧张的问题。今年以来，因油田用电负荷缺口增大，需外购地方供电公司电量予以填补，造成我公司每月外付电费资金规模居高不下。2012年，山东电力系统内全面推广应用“电力营销业务应用系统”，国网公司制定严格的考核奖惩办法，要求山东电力公司所属单位用户电费实现月结月清，将电费回收情况与工资总额挂钩，达不到“月清”标准的即予以扣罚，并且即使之后收回也不予返还。并且将电费“月结月清”工作完成情况作为对各级供电公司负责人工作业绩考核的重要指标。因此，自2012年起各地方供电公司逐步加大了对油田欠费催收力度，其中东营和滨州供电公司多次向我公司下达了欠费停（限）电通知单，并对部分供电线路采取了停电措施。同时，由于上级部门拨付资金不足，我公司应付油田改制企业工程及劳务费久拖不偿，货币资金缺口较大的矛盾日趋突出，已严重困扰着正常生产经营与基本建设投资计划运行。截至6月末，应付账款余额已达2.63亿元，其中：应付地方供电公司电费0.84亿元、应付改制企业工程劳务费1.45亿元，应付青苗赔偿费0.07亿元。以上高额拖欠款项状况的存在，势必给油田电网、局重点工程计划运行及正常生产生活用电秩序造成重大影响。

　　　　　　　　　　　　　　　电力管理总公司

　　　　　　　　　　　　　　　20xx年7月12日