争电量、控煤价、保目标活动工作汇报_

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　关于开展“争电量、控煤价、保目标”

　活动工作情况汇报

　今年以来，我公司认真贯彻落实集团公司及省公司2012年工作会及务虚会议精神，紧紧围绕“大力发展新能源、建设创新型企业”的两大战略任务，加快推进企业发展，持续改善经营管理，积极应对设备利用小时下降、煤价偏高等严峻挑战，切实履行资产保值增值责任，全力加快发展方式转变，各项工作扎实有序推进。

　9月4日，集团公司下发关于开展“争电量、控煤价、保目标”活动的通知，9月25日集团公司在2012年三季度经济活动分析会上对该活动再次提出了有关工作要求。为切实贯彻落实好集团公司经济活动会议精神，确保活动取得实效，我公司在认真总结前阶段工作的基础上，对下阶段工作进行了周密部署，制定了确保完成年度经营目标的具体措施。现就有关情况汇报如下：

　一、2012年1-9月份生产经营情况

　1.利润总额：1-9月份累计完成利润总额-4011万元，同比减亏增利2.4亿元，较省公司下达利润目标-2815万元增亏1196万元。

　2.发电量、设备利用小时：1-9月份累计完成发电量45.25亿千瓦时，完成省公司下达年发电量计划62.5亿千瓦时的72.4%，滞后时间进度2.4个百分点，同比少发6.25亿千瓦时。累计完成设备利用小时3771小时，同比低520小时。

　3.入炉综合标煤单价、度电燃料成本：1-9月份累计完成入炉综合标煤单价1040.96元/吨，同比下降7.49元/吨，比年度预算目标1015.8元/吨高出25.16元/吨，售电单位燃料成本32.08元/度，同比减少0.24分/度，减少燃料成本支出1020万元。

　4.固定成本及费用：1-9月份累计完成固定成本费用2.59亿元，与去年同期水平相当。度电可控费用完成0.66分/度，同比增加0.11分/千瓦时，主要是今年发电量大幅减少，致使度电可控费用有所上升。累计完成财务费用1.84亿元，同比增加1700万元。

　从今年前三季度经营情况看，我公司减亏增效成果明显，煤价控制有所成效，但基于当前省火电企业对标情况，我公司的煤价仍处于高位、发电设备利用小时偏低、财务费用支出增加等，对某某公司今年经营目标影响较大。鉴于当前乃至后期电力、煤炭市场形势预判，在相当长一段时期发电利用小时不足、煤价偏高将成为我们可持续发展面临的主要困难。

　二、“争电量、控煤价、保目标”活动工作开展情况

　（一）争电量工作情况

　1.省发用电情况

　今年以来，受国家宏观调控政策影响，省经济增速趋缓下滑，全省发用电量增速趋缓，加之来水偏丰,水电大幅增长，致使全省火电发电量大幅下降。2012年1-9月份，全社会用电640亿千瓦时，同比增长2.33%。全省统调用电完成530亿千瓦时，同比增长-4.92%。全省统调发电完成450亿千瓦时，同比增长-8.03%，其中火电完成414亿千瓦时，同比增长-12.46%；水电发电35.1亿千瓦时，同比增长112.9%；网供电量80.2亿千瓦时，同比增长17.39%。

　2.公司发电量及设备利用小时完成情况

　2012年1-9月份，我公司累计完成发电量45.25亿千瓦时，同比减少6.25亿千瓦时，完成省电网下达年度电量计划的70.52%，位居全网同类型机组第二，高出全网火电平均进度0.86个百分点，比华能区域同型二期高出1.76个百分点，比区域同型电厂高出0.87个百分点，比区域同型电厂高出0.69个百分点，比区域同型三期高出1.21个百分点，低于区域同型二期2.18个百分点。

　1-9月份，公司完成设备利用小时数3771小时，同比减少520小时，发电设备利用小时完成位居全网同类型机组第一，分别高出全网火电平均利用小时数545小时，高出区域同型二期448小时，高出区域同型电厂261小时，高出区域同型电厂397小时，高出区域同型电厂429小时，高出区域同型二期468小时。

　1-9月份，公司累计考核电量-279千瓦时，同比减少考核383万千瓦时，为全网同类型机组最低，分别低于区域同型二期524万千瓦时、区域同型电厂695万千瓦时、区域同型电厂719万千瓦时、区域同型三期522万千瓦时，仅高出丰二54万千瓦时，同时公司获得奖励电量2325万千瓦时，位居全网火电前列。

　省省60万级机组发电量及设备利用小时等对标情况

　单位：万千瓦时、小时、%

　同类型机组

　发电量

　完成比

　利用小时

　扣罚电量

　全网火电平均

　4141833

　69.66

　3226

　某某公司

　452450

　70.52

　3771

　-279

　区域同型二期

　462419

　73.33

　3303

　-225

　区域同型二期

　638111

　68.76

　3323

　-803

　区域同型电厂

　472382

　69.83

　3374

　-998

　区域同型电厂

　463273

　69.65

　3510

　-974

　区域同型三期

　414355

　69.31

　3342

　-801

　前三季度主要主要工作措施及取得的成效：

　一是确保信息畅通，加大市场的研判力度。我公司始终坚持“日收集、月分析”并建立完善的台账制度，注重收集建厂以来至今的全网发用电等相关数据，并绘制成曲线图形，通过对历史数据曲线走势分析，寻求市场规律，准确地预测后期电力市场走势，为公司决策提供参考依据。在年初电力市场趋势尚未明朗的情况下，我公司主动承接替代区域同型二期5.6亿千瓦时转移电量，提高设备利用小时467小时，创利4500万元。

　二是用足用好政策，千方百计争取外送电量。受经济增速下滑影响，省电力市场呈现疲软态势，面对电力市场不足情况，我们着力加强电力市场的研判分析力度，及时捕捉外送电量信息，公司领导多次与网省交易中心沟通协调，充分利用好有利政策，千方百计争取尽量多的外送电量。今年1-9月份，公司完成外送电量6769万千瓦时，提高设备利用小时数56小时，创利650万元。

　三是密切多方关系，积极争取电量计划。今年受经济下滑及水电、网供电量增速较大影响，省电力主管部门下达的年度电量计划与实际用电需求发生较大偏差，并于今年9月份对全省统调发电企业的年度计划电量进行了调整。为切实做好相关工作，争取电量计划，公司充分利用多年积累的良好公共关系，经多方沟通，终取得了相关部门的理解与支持，在全网转移电量同比例调减18%的情况下，我公司替代区域同型电厂的转移电量只调减了12.5个百分点，争取年度发电量计划3080万千瓦时。

　四是构建全员营销，切实提高电能质量。年初以来，我公司始终坚持将全员营销贯穿于生产经营各环节，实现生产、燃料、营销的“无缝”，做到以市场定营销，以营销定生产的营销模式，确保机组随时开得出、稳的住、顶的上，极提高了公司电能质量，树立了良好的企业形象。今年前三季度，我公司考核电量居全网同类型机组最低，奖励电量居全网机组前列。

　下阶段主要工作措施：

　省公司今年下达我公司年度发电量目标62.5亿千瓦时，结合前三季度实际完成情况，与省公司下达的年度发电量目标差17.25亿千瓦时。目前，省发用电形势呈现止跌回升趋势，但受网供电量的突增，全省火电发电仍处于较低水平，加之十八大临近，全国高危行业将停工限产，用电负荷将难有较大突破，预计完成省公司年度发电量目标困难较大，仍有近1.5亿千瓦时电量缺口。为确保完成年度发电量目标任务，下一步，我们在承接替代区域同型电厂一期3.7亿千瓦时电量的同时，切实加大电力营销工作力度，采取有效措施，确保争电量工作取得实效。

　一是加大市场分析，落实赶超电量计划。继续派员常驻网省调，收集信息并整理分析，加强对下阶段市场形势的研判，加强跟踪日计划、月计划的制定，形成“以日保月、以月保年”的机制，真正做到度电必争，确保年度发电量完成率上高出全网火电平均水平。

　二是加大营销公关，抓住机遇增发电量。今年四季度面临度冬高负荷时期，营销公关和抢发电量是做好今年营销工作收关之战的关键。对于目前我省电力市场形势，在落实好月度电量计划的基础上，一方面我们要积极加强与省能源局、电网公司的沟通联系，加大营销公关力度，争取相关支持，努力增加发电量计划；另外及时关注电力市场信息，掌握省外电力市场动态，争取一定量的外送电量。

　三是确保设备健康，争取抢发超发。为确保年度发电量预期目标的完成，在煤炭供应正常的情况下，要加大发电设备的检修维护力度，确保设备稳定运行，最大限度地提高设备消缺率、设备健康水平和可靠性，努力做到不因设备问题影响机组发电，确保电量发得了、抢得上、超得出。

　（二）煤价控制工作情况

　今年在燃料管理方面，我公司按照集团公司提出的“预判市场、控制库存、防风险”总体思路，坚持“经济利益优先化、指标分析深入化、部管理精细化”的工作原则，结合管理提升活动，实现管理短板和瓶颈问题的重点突破，推动提高燃料管理水平。积极研判煤炭市场，积极抓住市场下行拐点，深入挖掘煤场潜力，不断压降厂费用，以降成本、控库存、优结构、防风险为抓手增进燃料管理综合效益。

　1．采取的主要措施

　（1）夯实调运基础，转变调运思路，积极开展经济调运。在燃料管理工作中，我公司一直本着依托重点合同但不依赖的策略方针，及时深入分析研判国外经济形势及煤炭市场走势，在今年整体经济萎缩和煤炭市场逆转的环境下，贯彻落实经济调运的工作主线，强调对高性价比、运距合理电煤资源的调运力度。积极利用煤炭市场下行机遇，要求煤炭企业提高矿发热值，同时做好厂矿热值差、运输途损的监督管控，对超出规定围的损耗严格提请索赔。以发电计划和煤场库存指导燃料采购，及时调整采购策略，采取延迟结算、延迟付款、增加票据比例等多种手段控制进煤节奏并降低财务费用。煤场库存从3月份的40万吨降至9月份的19万吨，确保了库存合理、结构最优，减少了煤场损失。

　（2）加大冗余环节清理。今年新增20万吨下水煤重点计划，随着今年市场价格快速下行，煤中转环节多，调运周期长的缺点愈发凸显，我公司从既保证企业利益又维持双方合作关系的角度出发，主动采取了以高热值进口煤置换第四季度重点合同量的方式，既减少了中途损失，也提高了煤炭质量，进一步降低了入厂标单。我们还利用今年的宽松环境，减少并清理了、、等地区一批采购冗余环节，增加了采购的机动性、灵活性，更好的服务于生产需要。

　（3）坚持以控制标单为中心，努力压降采购成本。从2008年开始，国煤炭价格一路上涨，造成煤炭企业话语权越来越强势，重点价格确定后通常只涨不跌。对此，我公司积极适应市场变化，贯彻落实上级单位文件精神，将重点合同与市场接轨，从二月份起就启动了与煤炭企业就下调重点价格、提高热值等事宜的商谈，陆续完成对榆神、陕煤运销、国投新集、集团燃料等供煤单位的价格下调工作，并采取灵活手段，对部分煤炭企业超出合同热值部分不执行奖励条款，有效地降低了采购成本。今年铁道部对铁路运费普调，使我公司运费上涨约15元/吨，在此不利局面下，我公司通过以上多项措施进行控制，使入厂原煤价从1月份的776元/吨降至9月份的704元/吨。入厂标单从1月份的1051.77元/吨降至9月份的909.7元/吨，降幅达到13.5%。全年入厂标单实现逐月回落。

　2.存在的问题和不足

　（1）受制于重点合同，调运水平与市场走势接轨仍表现不足。我公司地处偏僻，电煤主要由省外调运，因此我公司一直以来重视重点合同计划。今年我公司增加50万吨重点计划，重点合同量较多在煤炭行情高位时是我公司的采购优势，但当市场处于低位运行时，则成为我公司控制燃料成本的最大难题。今年受国外经济形势萎缩影响，煤炭市场一改往年供不应求局面，煤炭下游企业需求同比大幅减少，煤炭企业为保证自身年度生产经营任务的完成，未考虑电力企业的实际生产需求，对电力企业超计划发运，造成发电企业被迫超计划采购，直接导致我们无法根据市场变化采购质优价廉的煤炭资源

　（2）与合作单位的沟通还需加强。今年以来，我公司抓住有利时机与煤炭企业协商价格下调事宜，多数企业均对合同车板价进行了下调。但部分国有大型煤矿仍然扮演着市场主导者的角色，迟迟不与市场接轨。我公司本着维持双方友好合作关系的态度，与其友好协商，希望双方能够共同适应市场变化，按照市场规律相应调整合同价格，但其一直执行年初较高的重点合同价格。我公司先后数次致函请求协商调整电煤价格及按照计划发运，但协商结果始终未达到合理围，直至九月份下旬才对价格进行了微调，极大的影响了我公司对入厂标单的控制。