电力公司2025年年中工作报告

汇报人:XXXX2026.01.24电力公司2025年年年中工作报告CONTENTS目录01

上半年工作总体回顾02

安全生产平稳有序03

电网建设扎实推进04

优质服务持续优化CONTENTS目录05

科技创新驱动发展06

存在的问题与不足07

下半年重点工作计划上半年工作总体回顾01主要经营指标完成情况售电量稳步增长

2025年1-10月累计完成售电量6.70亿千瓦时，同比增长9.33%；另据统计，部分公司售电量完成年度计划的103.84%，同比增长率显著。供电量持续提升

2025年1-10月累计完成供电量7.13亿千瓦时，同比增长11.98%，其中第二产业用电量3.57亿千瓦时，同比增长24.05%，占比50.04%。线损率控制良好

剔除调整因素线损率完成既定目标，较年计划指标下降，部分公司线损率低至2.21%，处于行业较好水平。电费回收成效显著

电费回收考核指标完成100%，积极开展陈欠电费回收工作，通过政企协同及法律手段，累计回收陈欠电费68.28万元。重点工作成效综述

01安全生产形势持续稳定严格落实安全生产责任制，深化风险预控与隐患排查治理，推广智能安全帽等设备，作业违章率同比下降42%，实现连续安全生产天数（如7846天），未发生重大安全事故。

02电网建设与升级成效显著完成电网投资（如58.7亿元），新增变电容量（如320万千伏安）及线路长度（如415公里），主网重点工程提前投运，配网自动化覆盖率提升（如达89%），有效解决供电"卡脖子"问题。

03供电服务质量稳步提升推广"刷脸办电""一证通办"，线上办电率达（如98.6%），高压用户接电时间压缩（如至25个工作日），建成"电力驿站"等服务场景，客户满意度创历史新高（如98.9%）。

04科技创新驱动发展动能增强投入研发资金（如2.1亿元），获授权专利（如87项），科技成果转化率（如65%），应用山地线路巡检机器人、电网数字孪生平台等智能装备与系统，提升运维效率与电网智能化水平。

05新能源消纳能力不断提升接入分布式光伏（如120万千瓦）、风电（如35万千瓦），新能源装机占比达（如32%），建成集中式储能电站，投运协同控制系统，新能源利用率提升至（如99.8%）。面临的形势与挑战新能源大规模接入带来的电网调节压力随着新能源装机占比持续走高，如部分地区新能源装机占比已达32%，其间歇性、波动性特点对电网调峰、调频能力提出更高要求，传统电网运行特性面临复杂挑战。电网建设外部环境制约因素电网建设项目面临征地拆迁难、通道协调难等问题，如部分重点工程因外部环境因素影响了建设进度，制约了电网优化升级的步伐。电力市场竞争加剧与经营压力电力市场竞争日益激烈，传统发电企业、新能源企业及新兴电力服务企业多方竞争，同时燃料市场波动等因素对成本控制构成压力，长协煤占比需进一步提升以稳定成本。老旧设备与智能化转型的矛盾部分服役超15年的老机组设备老化加速，状态检修技术应用深度不足，而智能电厂建设处于初级阶段，数据整合与分析能力有待加强，影响设备可靠性与智能化水平提升。高技能人才储备与发展需求差距青年技术骨干储备与快速发展需求存在差距，高技能人才培养周期较长，难以满足公司在技术创新、智能运维等方面的人才需求，需加快人才培养与引进。安全生产平稳有序02安全责任体系建设安全生产责任清单完善修订涵盖电网调度、设备运维、营销服务等关键环节的《安全生产责任清单》，明确从领导班子到一线员工的多类具体职责，实现责任全面覆盖。安全责任层层落实严格落实安全生产责任制，签订安全生产责任书，将安全责任层层分解，落实到每个岗位和每个人，形成“千斤重担人人挑、人人肩上有指标”的责任链条。安全考核机制强化建立健全安全考核机制，将安全指标与员工绩效挂钩，对安全工作成绩突出的单位和个人进行表彰奖励，对安全事故责任人进行严肃问责，确保责任落实到位。电网运行安全保障

设备运维与状态监测完成110kV及以上变电站精益化评价28座，设备状态评价覆盖率100%；推广应用智能安全帽、电子围栏等设备，实现作业现场“人员定位+行为识别+环境监测”全维度监控，作业违章率同比下降42%。

风险预控与隐患治理修订《现场作业安全风险分级管控清单》，将23类高风险作业纳入“双重预防机制”，全年开展安全督查1260次，查处并整改隐患187项，整改率100%。

应急能力建设与灾害应对修订《防汛防台应急预案》，组建12支专业应急队伍，储备发电车18台、发电机300台；联合消防、气象等部门开展“多灾种协同演练”4次，应急响应效率提升30%，成功应对夏季极端高温和台风“海葵”等灾害。

新能源消纳与电网调控建成5座集中式储能电站（总容量200兆瓦/400兆瓦时），投运“新能源功率预测+储能协同控制”系统，新能源利用率达99.8%，较上年提升0.5个百分点，保障电网稳定运行。隐患排查治理成效全面排查覆盖，问题整改率100%深入开展春季暨迎峰度夏安全大检查，成立8个检查组，发现问题62项，完成整改56项；扎实推进“全面提升反违章自查自纠工作质效”行动，查纠严重违章32项、一般违章405项、问题90项，整改率达100%。重点领域攻坚，设备健康水平提升完成110千伏输电老旧地线更换1.2公里、老旧绝缘子更换109支，10千伏老旧环网柜更换8座、老旧开闭所改造3座；针对3机组高加泄漏、2炉空预器堵灰等突发问题，建立“设备管家+技术攻关组”机制，48小时内完成故障诊断及修复。智能监测应用，风险预警能力增强推广“双预控”系统应用，通过智能巡检机器人、在线监测装置实现关键设备24小时状态监控，全年避免因设备异常导致的停机风险8次；利用振动分析、红外测温等技术对68台关键设备建立健康档案，设备等效可用系数达93.5%。应急能力提升措施

应急预案体系完善修订《防汛防台应急预案》，组建12支专业应急队伍，储备发电车18台、发电机300台，形成覆盖多灾种的应急处置方案。

应急演练常态化开展联合消防、气象等部门开展“多灾种协同演练”4次，覆盖11个县域，应急响应效率提升30%，检验了协同作战与抢险救援能力。

应急装备与资源储备投入800万元升级安全监控系统，在锅炉炉膛、氢站等高危区域加装智能报警装置，储备充足应急物资，保障快速响应需求。

设备故障快速响应机制建立“设备故障预判快速响应闭环管理”机制，针对机组突发问题，48小时内完成故障诊断及修复，避免因设备异常导致的停机风险8次。电网建设扎实推进03主网工程建设进展

重点项目投资与建设成果2025年上半年，高效推进总投资183亿元的在建电网工程，完成71.34亿元年度投资计划，实现投资过半目标。220千伏陶泾输变电110千伏送出工程顺利投运，南环220kV输变电工程提前3个月投运，有效解决城南片区供电"卡脖子"问题。

特高压及重大项目推进XX北750千伏输变电工程等重点项目顺利投运，为"XX至XX特高压直流输电工程"提供坚实支撑。甘肃-浙江±800kV直流输电工程六安段标准化开工建设，中煤电厂220kV送出工程（叶集段）线路施工及塘湾输变电工程土地征收等属地协调工作有序开展。

前期规划与属地协调保障编制完成"十五五"电网规划报告、"十四五"电网发展评估报告，完成海盐秦山20千伏网架优化方案。协调组织"海盐县2025年能源绿保稳暨电网建设工作会议"，完成500千伏嘉兴电厂四期送出工程、500千伏海宁输变电工程等前期属地政处工作，平岗500kV变电站扩建工程完成主体施工。配网改造升级成果配电网投资与规模全年共投资58.7亿元用于配电网建设与改造，新建10kV线路绝缘化率100%，农村电网户均配变容量提升至3.8千伏安，较上年增长0.3千伏安。自动化与可靠性提升完成48个乡镇配网自动化改造，馈线自动化覆盖率达89%，故障自愈时间缩短至60秒内；用户平均停电时长0.1928小时，较去年同期压降70.59%，供电可靠性达到99.9976，排名全省第一。老旧设备治理成效新增布点及增容变压器28台，治理重过载台区8处，消除低电压台区86处；完成17.43公里10千伏线路改造（含裸导线大档距线路4.23公里），实施3个老旧配电室改造及3个小区双电源升级。新能源并网消纳情况

新能源装机规模与占比2025年，公司积极接入分布式光伏120万千瓦、风电35万千瓦，新能源装机占比已达32%，为能源结构转型注入强劲动力。

储能系统建设与协同控制建成5座集中式储能电站，总容量达200兆瓦/400兆瓦时，并投运“新能源功率预测+储能协同控制”系统，有效平抑新能源出力波动。

新能源利用率与技术保障通过智能化调度与技术创新，全年新能源利用率提升至99.8%，较上年提高0.5个百分点，确保了新能源电力的高效消纳与电网稳定运行。电网规划编制工作

规划编制成果完成地区“十五五”主网规划编制上报，同步完成“十四五”电网发展评估报告，为后续电网建设提供科学指导。

专项规划优化完成海盐秦山20千伏网架优化方案，提升区域电网结构合理性与供电能力。

规划落地保障深化国土空间电力专项规划成果应用，积极对接发改委，将“十五五”规划成果纳入地方总体规划，争取政策支持。优质服务持续优化04办电服务效率提升01优化办电流程，压缩接电时间全面推广“刷脸办电”“一证通办”，高压用户平均接电时间压缩至25个工作日，较国标缩短40%；低压非居民用户“零上门、零审批、零投资”覆盖率100%。02推广线上服务，提升办电便捷度依托“网上国网”APP，线上办电率达98.6%，电子账单签约率95%，实现业务办理“一次都不跑”。03创新服务模式，延伸服务场景在120个社区、50个乡镇建成“电力驿站”，提供代缴费、用电咨询等“一站式”服务，累计服务居民8.6万人次；联合住建部门推出“交房即送电”服务，覆盖新建小区32个，惠及居民2.1万户。04跨省协同服务，突破地域限制与固始供电公司合作共建跨省供电服务协作区，设置跨省服务专窗，采用线上受理、异地转办方式，累计办理跨省新装和增容等业务163件。客户满意度改善措施

优化办电流程，提升服务效率全面推广“刷脸办电”“一证通办”，压缩高压用户平均接电时间至25个工作日，低压非居民用户“零上门、零审批、零投资”覆盖率达100%，线上办电率提升至98.6%。

深化“电力驿站”建设，延伸服务触角在社区、乡镇建成“电力驿站”，提供代缴费、用电咨询、故障申报等“一站式”服务，累计服务居民超8.6万人次，打造“15分钟服务圈”。

开展“用电诊断”，降低客户成本为1.2万家企业提供定制化用电方案，推送节能建议2300份，帮助客户累计节约电费1.8亿元，落实“峰谷分时+需求响应”政策，引导用户调整负荷120万千瓦。

推进“未诉先办”，提升响应速度整合95598、线上工单等数据，建立客户诉求中枢智库，实现故障研判、资源调度“一键智控”，工单平均处理时长缩短至45分钟，全渠道意见工单压降20%。特殊群体服务保障

困难家庭用电帮扶实施“光明助老”改造，为850户困难家庭减免电费120万元，提供安全用电检查与线路改造服务，保障基本用电需求。

跨省办电便捷服务与固始供电公司合作共建跨省供电服务协作区，设置跨省服务专窗，采用线上受理、异地转办方式，累计办理跨省新装和增容等业务163件。

乡村振兴电力支持打造“电力+乡村振兴”示范项目15个，支持特色农业、乡村旅游等产业发展，带动就业3000余人，提升农村生产生活用电保障能力。

电力驿站便民服务在120个社区、50个乡镇建成“电力驿站”，提供代缴费、用电咨询、故障申报等“一站式”服务，累计服务居民8.6万人次。营商环境优化成果

跨省办电服务创新与固始供电公司合作共建跨省供电服务协作区，设置跨省服务专窗，采用线上受理、异地转办方式，累计办理跨省新装和增容等业务163件，打破地域限制，提升跨省企业办电便利性。

重点项目服务提速依托“园网共建”平台，落实重点项目“项目长”制度，联合开发区管委会等签订业扩工程服务契约书，倒排工期并每双周现场走访，顺利完成4项重点项目如期送电，促请开发区完成电力接入工程投资约2000万元，2025年营商环境摸底测评全市第一。

办电流程持续优化全面推广“刷脸办电”“一证通办”，高压用户平均接电时间较国标缩短40%，低压非居民用户“零上门、零审批、零投资”覆盖率100%；依托“网上国网”APP，线上办电率达98.6%，电子账单签约率95%，办电效率和便捷度显著提升。

特殊群体用电保障为850户困难家庭实施“光明助老”改造，减免电费120万元，彰显社会责任；推进老旧小区充电桩接入改造，完成10个小区地下车库充电桩接入改造工程踏勘及方案设计，储备改造资金180万元，按需集中改造，平均压降办电时长2个工作日，满足居民绿色出行用电需求。科技创新驱动发展05智能电网技术应用

智能调度与可再生能源消纳在风电接入项目中，通过实时监测风电场风力、发电量及电网负荷数据，实现风电与电网的智能化调度，提升了电网对可再生能源的接纳能力，降低了风电波动导致的电网压力。

智能电表与负荷管理某城市智能电网建设项目安装智能电表，配置智能调度系统，实现电力负荷的实时监测和预测，结合分布式能源管理系统，将太阳能、风能等可再生能源纳入电网管理，提高能源利用效率。

电网数字孪生平台建成“电网数字孪生平台”，实现设备状态、负荷分布、新能源出力的实时模拟，在迎峰度夏期间通过负荷转供模拟减少停电23次，提升了电网运行的智能化管理水平。

智能运维与故障处理上线“供电服务指挥中心2.0”系统，整合95598、线上工单、现场巡检等数据，实现故障研判、资源调度、服务跟踪“一键智控”，工单平均处理时长缩短至45分钟。数字化转型进展

01智能运维技术深化应用自主研发“山地线路巡检机器人”，适应35度陡坡、500米跨距场景，巡检效率较人工提升5倍；试点“无人机+激光雷达”协同巡检，完成220kV及以上线路三维建模1200公里，缺陷识别准确率达92%。

02数字平台赋能运营管理建成“电网数字孪生平台”，实现设备状态、负荷分布、新能源出力实时模拟，迎峰度夏期间通过负荷转供模拟减少停电23次；上线“供电服务指挥中心2.0”系统，工单平均处理时长缩短至45分钟，较上年减少20分钟。

03数字新技术应用成效显著入选省公司数字新技术运营中心典型案例共8项，位列县公司第一；一项成果入选中电联2025年数字技术应用创新案例，技术创新与成果转化能力持续增强。科技创新成果转化智能巡检技术规模化应用自主研发的“山地线路巡检机器人”在110kV云杉线成功投用，可适应35度陡坡、500米跨距场景，巡检效率较人工提升5倍；试点“无人机+激光雷达”协同巡检，完成220kV及以上线路三维建模1200公里，缺陷识别准确率达92%。数字平台赋能电网管理建成“电网数字孪生平台”，实现设备状态、负荷分布、新能源出力的实时模拟，在迎峰度夏期间通过负荷转供模拟减少停电23次；上线“供电服务指挥中心2.0”系统，整合95598、线上工单、现场巡检等数据，工单平均处理时长缩短至45分钟。新能源与储能协同控制技术落地投运“新能源功率预测+储能协同控制”系统，全年接入分布式光伏120万千瓦、风电35万千瓦，新能源装机占比达32%，新能源利用率达99.8%，较上年提升0.5个百分点；建成5座集中式储能电站，总容量200兆瓦/400兆瓦时。技术创新创效成果显著全年研发投入2.1亿元，获授权专利87项（其中发明专利23项），科技成果转化率达65%；入选省公司数字新技术运营中心典型案例共8项，位列县公司第一，一项成果入选中电联2025年数字技术应用创新案例。人才队伍建设成效人才培养体系构建组建“新型电力系统”“智能运维”等5个攻关团队，培育省级技术能手12名、高级技师35名；开展“创新擂台赛”“青工创新论坛”等活动，征集创新项目156项。高技能人才培育实施“青苗计划”，选拔30名35岁以下员工参与“跨专业轮岗+导师制”培养；3名员工获集团公司“技术能手”称号，1个班组获评“全国工人先锋号”。创新激励机制完善修订《技能人才激励办法》，设立“技术攻关奖”“创新成果奖”，奖金总额提升至200万元，激发员工创新热情与技能提升动力。专业能力持续提升全年组织各类安全培训200余场次，培训人数达5000余人次；开展“师带徒”“技能比武”活动，选拔20名青年骨干进入“技术专家后备库”。存在的问题与不足06安全生产薄弱环节

部分员工安全意识仍需强化个别员工存在安全意识不强、违规操作现象，习惯性违章偶有发生，需持续加强安全教育和行为规范引导。

老旧设备状态检修技术应用深度不足部分服役超15年的老机组设备老化加速，状态检修技术应用不够深入，设备健康状态评估和预警能力有待提升。

安全管理制度执行存在薄弱环节施工现场安全监督需进一步加强，部分安全管理制度在执行过程中存在落实不到位的情况，需强化过程管控和责任追究。

新能源大规模接入带来电网调控压力新能源装机占比持续走高，其间歇性和波动性对电网调峰、调频提出更高要求，电网运行特性日趋复杂，安全稳定运行面临挑战。电网建设瓶颈制约

外部协调难度大电网建设项目面临征地拆迁难、通道受阻等问题，影响项目进度。如部分地区线路走廊协调困难，导致工程延期。

新能源接入压力凸显新能源大规模接入使电网调峰、调频压力增大，对电网安全稳定运行提出更高要求，需进一步提升电网灵活性与消纳能力。

老旧设备改造任务重部分服役超15年的老机组设备老化加速，状态检修技术应用深度不足，改造资金投入大、周期长，影响电网整体可靠性提升。服务质量提升空间

个性化服务深度不足针对不同客户群体的差异化需求挖掘不够，如对高耗能企业的能效优化方案、对农业用户的季节性用电指导等定制化服务有待加强。

服务响应时效仍需优化部分偏远地区故障抢修响应时间较长，线上服务平台在高峰期偶有卡顿，影响用户体验，需进一步提升系统稳定性和应急处置效率。

跨部门协同服务有待加强业扩报装、故障处理等涉及多部门流程时，存在信息传递不畅、责任边界不清等问题，需建立更高效的协同联动机制。

客户诉求预判能力需提升对客户潜在需求和不满情绪的主动感知不足，多依赖事后处理，缺乏基于大数据分析的用电行为画像和需求预测体系。下半年重点工作计划07安全生产强化措施

深化安全责任落实严格落实安全生产责任制，修订并完善安全生产责任清单，明确各级管理人员和员工的安全职责，签订安全生产责任书，将安全指标与绩效挂钩，形成人人有责的安全责任体系。

加强安全培训教育组织开展多样化安全培训，包括安全知识讲座、技能培训、应急演练等，全年计划培训场次不少于250次，覆盖员工6000余人次，提升员工安全意识和应急处置能力。

推进反违章与隐患治理深入开展反违章自查自纠行动，强化现场安全监督检查，严查各类违章行为，建立常态化隐患排查治理机制，对排查出的隐患实行闭环管理，确保整改率100%。

提升设备运维与应急能力加大电网设备运维投入，提高巡检频次和质量，加快老旧设备改造升级，完善应急预案，定期组织应急演练，提升应对极端天气和突发事件的能力，保障电网安全稳定运行。电网攻坚重点任务

主网建设攻坚行动全力推进总投资183亿元的在建电网工程，确保完成年度投资计划。重点保障XX北750千伏输变电工程等重大项目顺利投运，优化主网架结构，提升电力输送能力。

配网升级改造工程完成10千伏及以下配电网线路改造500余公里，更换老旧变压器200余台。推进48个乡镇配网自动化改造，馈线自动化覆盖率提升至89%，故障自愈时间缩短至60秒内。

新能源并网消纳工程全年计划接入分布式光伏120万千瓦、风电35万千瓦，新能源装机占比提升至32%。建成5座集中式储能电站（总容量200兆瓦/400兆瓦时），投运“新能源功率预