5月31日，国家能源局在北京召开“2019年电力可靠性指标发布会暨安全生产月启动会”，国家能源局和中国电力企业联合会联合发布了2018年度全国电力可靠性指标。“2019年全国电力可靠性高峰论坛”也在可靠性指标发布后随即召开，本届论坛主题是“高质量发展与电力可靠性”。
小编摘录演讲报告
以飨读者
整体背景：可靠性技术是二次世界大战后首先从航空和军用电子工业发展起来的，于上世纪60年代为应对电网大面积停电风险引入欧美国家电力工业。
1980年
我国的电力系统可靠性研究起步于20世纪70年代，1980年，原水利电力部在北京举办了“全国第一届电力系统可靠性及最优控制理论”学习班，并于次年颁布《电力系统安全稳定导则》，成为我国电力可靠性管理工作的标志性起点，时至今日，已有40年历史。
40年来，我国电力可靠性管理体系日趋完善，“政府主导、行业服务、企业主体”的管理模式初步成形，电力企业管理主动性不断增强，监管机制进一步健全，行业自律和服务意识逐步成熟，可靠性管理理念深入人心，覆盖面和深度不断扩宽，可靠性管理已成为电力行业生产技术管理的核心手段之一。
2018年
40年来，我国电力可靠性运行水平稳步提升，电网保持安全稳定运行，未发生大面积停电和造成重大影响的系统稳定破坏事故，成就非凡。2018年，我国电力行业十三类主要输变电设施可用系数均达到99.5%以上，常规类型发电机组等效可用系数均达到92%以上，主要设备强迫停运次数较80年代初均下降90%以上，运行水平已整体接近、部分已赶超欧美发达国家。
40年来，我国电力用户可靠供应水平迅速提升，无电村、无电人口得到彻底解决，频繁停电、卡脖子等问题得到大幅缓解。2018年，我国城市地区供电可靠率达到99.95%，平均停电时间4.77小时，较1991年下降95%。根据世界银行2018年营商环境评估结果，以北京、上海两个地区为评价样本的我国电力用户平均停电时间和频率指标均得到满分。
40年来，我国电力装备制造业取得了翻天覆地的变化，形成了可靠性高、门类齐全、规模庞大、具有一定技术水平的产业体系，产量稳居世界首位，一系列拥有自主知识产权的以“华龙一号”核电机组、超临界和超超临界大型发电机组、特高压输变电、光伏发电、智能电网等为代表的电力装备可靠性水平居世界前列，实现了量和质的同步飞越。
回顾40年来的历史，电力可靠性管理工作取得了全方位的较好成就，为夯实电力安全生产基础、提升企业管理水平、促进电力设备制造提质升级发挥了重要的作用，为促进电力行业健康持续、高质量发展发挥了不可磨灭的贡献。
体系还不健全
众所皆知，普遍意义的可靠性可分为设备（元件）可靠性和系统可靠性两方面。目前，除我国外的全球主要国家包括欧美日等发达国家的电力可靠性管理工作主要侧重于对大电力系统（即大电网）的可靠性管理，主要是对包括发电和输变电的大电网运行状态进行统计和分析，评估评价其充裕性和安全性，并提出改进措施，是防范大面积停电和系统稳定破坏的主要管理手段。供电可靠性则主要属于电力用户服务层面的管理。与此不同，我国发、输电可靠性管理主要面向设备管理，更侧重于生产运行中的技术管理，精细管理全面铺开，为我国电力高质量发展做出了卓越贡献，但系统全局管理引导不足，未能对电力安全生产工作起到全面支撑作用，与其初始定位存在偏差。
发展还不平衡
首先是地区发展不平衡，与经济发展密切相关。
以供电可靠性为例，六大区域中，华东区域最高，西北区域最低；32个省市中，北京、上海遥遥领先，西藏、新疆、海南则明显落后，最高与最低相差近20倍。
第二是城乡发展不平衡。
2018年全国城市用户平均停电时间为4.77小时/户，农村用户为19.73小时/户，相差4.1倍。截至2018年底，全国范围内仅上海、北京、江苏、天津、浙江、广东、山东、福建8个省、直辖市的农村供电可靠率达到国家“十三五”脱贫攻坚规划和乡村战略振兴规划中99.8%的要求。
第三是企业发展不平衡。
总体来看，中央电力企业管理水平明显高于地方电力企业，电网企业明显高于发电企业，与企业的管理理念、重视程度、经营水平和经验积累直接相关。
成果应用不足
当前，我国电力可靠性管理特别是发电、输变电专业仍主要停留在运行数据管理和指标考核层面，对规律性和深层次原因分析不够，未能充分发挥可靠性指标和成果对生产运行等工作的支撑和引领作用，成效受到较大限制。大部分电力企业可靠性管理工作未能在生产运行全过程管理中得到充分应用，未与规划设计、工程建设、设备招标等其他环节形成紧密衔接，可靠性管理成果应用不够。
举例来说，在设备制造领域，虽然党中央、国务院已多次提出在产品质量控制中要加强可靠性设计、试验与验证技术开发应用，但在电力设备制造领域尚未得到有效推广；在电力规划、工程设计领域，可靠性理念比较淡薄，即使部分项目列出可靠性指标，也主要停留在“喊口号”阶段，缺乏相应的配套设计及验算模型；工程建设领域也同样如此，产品可靠性经常受到忽视，直接限制了项目投产后的运行可靠性水平。
信息化程度不高
相较于电力生产运行的高度自动化和信息化，和近年来蓬勃发展的智能电网、电力物联网等技术，电力可靠性管理信息化建设存在严重滞后。除国网、南网外，目前全国大部分电力企业的可靠性信息统计仍为人工录入，维护强度大，及时性、完整性、准确性难以保障，数据挖掘、辅助决策水平有限。政府部门可靠性监管信息系统同样建设滞后，大部分派出能源监管机构信息系统陷入停运状态，无法及时获知相关数据和指标，影响了可靠性属地管理工作的正常开展。
信息报送不规范
《电力可靠性监督管理办法》规定的报送流程有些繁琐，工作量偏大，难以适应行业快速发展需求和监管机构人员力量配备，逐层报送机制基本陷入瘫痪。当前采用的电力企业可靠性信息直报模式，其报送周期被大幅拉长，由每月、每季度报送变成每年报送，时效性大幅降低。同时，从我们近两年的核查情况来看，发电和输变电数据准确率不高、地方企业报送率低等问题依然比较严重，亟待规范。
1
提高站位，以高度的政治感、使命感和责任感全面完成党中央、国务院对电力可靠性管理工作的要求
要进一步加大农村贫困地区电网特别是配电网投资力度，完善电网架构，优化电网运行方式，强化配电网运行管理，持续推进卡脖子、低电压等问题整治，切实减少停电时间和停电频率，全面提升农村地区供电能力和供电质量，确保如期完成国家脱贫攻坚和乡村战略振兴规划中农村供电可靠性99.8%、综合电压合格率97.9%、户均容量2千伏安的要求。
要着力优化电力营商环境。党中央、国务院对营商环境高度重视，习近平总书记、李克强总理等中央领导曾多次在不同场合强调了营商环境的重要性。要认真贯彻落实相关重要指示批示精神和中央政治局、国务院常务会议相关精神，全面加强供电可靠性管理，完善配网故障快速抢修复电机制，减少对工商业用户的停电次数和时间，为优化我国电力营商环境做出积极贡献。我中心将按照国家能源局统一部署，定期发布全国主要城市的供电可靠性指标，并会同相关部门、电网企业开展关于中断供电赔偿和惩罚机制研究，加大供电可靠性监管处罚力度。
要贯彻落实党的十九大关于推进绿色发展和构建清洁低碳、安全高效的能源体系要求，加大调查研究力度，完善标准制度，探索开展光伏、海上风力、分布式能源等发电设备可靠性评价、评估工作，提升企业运维管理水平，推动新能源产业高质量发展。
2
拓宽电力可靠性管理范畴
要全面开展电力系统可靠性管理工作。随着我国电网规模持续扩大，远距离和大容量输电通道、高参数发电机组以及分布式能源等新技术、新装备的大规模集中并网，电网控制将日趋复杂和困难，大面积停电风险将长期存在。电力可靠性管理工作要积极借鉴其他国家成熟经验，探索建立电力系统可靠性管理机制的必要性和可行性，研究设计与电力系统安全、可靠运行密切相关的指标评价体系，定期开展数据统计和分析，对系统运行情况进行评估评价及预警，为电力安全生产奠定指标量化基础。
要探索加强电能质量管理。近年来，随着人民生活水平的快速提高和企业转型升级，除了原有的低电压、冲击负荷等问题，电力用户特别是高端制造业用户对电压波动、谐波治理、负荷切换等电能质量问题也越发敏感。电力可靠性管理要在国际实践成果和国内已有理论研究的基础上，研究拓宽可靠性管理覆盖范围，探索研究开展包含电能质量指标的电力可靠性管理的可行性。
要继续探索开展低压用户供电可靠性管理工作。及时总结试点工作经验，推进低压配电网精细化管理，提升设备运维水平，为下阶段信息统计和报送打好基础，力争形成可复制的经验和成熟的技术路线，打通用户可靠性管理的最后一米，提升用户获得电力的便捷性。
3
健全电力可靠性全过程管理机制
健全设备全寿命周期可靠性管理机制。进一步落实电力企业可靠性管理主体责任，明确生产运行各环节和相关部门、岗位职责，形成闭环管理机制，建立覆盖规划、设计、施工、验收、运行维护、延寿、退役等环节生产运行全过程的电力可靠性管理模式。国网、南网在这方面已经累积了一定的经验。
要加强可靠性管理过程中的部门和专业协作。要构建跨单位、跨部门、跨专业的协同管理体系，要利用系统可靠性管理和综合评价模式，打通发电、输变电和供电三大专业可靠性的联系通道；要通过建立企业内部协同管控，加强生产与营销、变电与线路、运行与施工等专业之间的联系合作；不仅生产运行要管可靠性，规划设计、工程建设、电力市场、用户服务等领域也要管可靠性。
要积极突破传统领域，在电力设备制造领域引入可靠性管理技术，促进重大装备制造提质升级；要鼓励电力企业在设备招投标过程中，将电力可靠性指标纳入评标范围；要鼓励金融企业根据电力可靠性指标，对电力企业及电力设备实行差别化金融政策。
4
推进电力可靠性信息化建设
要继续深化电网企业可靠性数据在线管理，推动调度运行、施工抢修等作业管理系统与可靠性信息系统无缝连接，鼓励企业利用调度自动化、配网自动化和智能电表等方式实行数据自动采集，深化在线监控、在线分析、辅助决策等智能化管理手段。
鼓励发电企业积极探索从DCS、SIS、SCADA等生产控制信息系统中自动采集可靠性信息，提升数据的准确性和完整性。
要加快推进电力可靠性监督管理信息系统建设，为地方电力企业、增量配电企业等不具备系统开发条件的企业提供统计、分析等功能，实现电力企业与监管机构间数据的互联互通，提升数据报送频率和质量。
5
加强电力可靠性交流合作
要加强政府部门、行业协会、电力企业和科研院校之间的交流合作力度，充分发挥各自优势，促进企业主体管理、行业自律服务、理论研究和政府监督管理的协同发展。
要加强电力企业间的交流合作，解决厂网分开后，企业间缺乏经验交流平台的问题，促进电力行业可靠性管理水平的整体提高。
要加强上下游企业间的交流合作，及时将生产运行中发现的问题反馈至设备制造、规划设计等上游企业，形成良性循环整改提高机制。
要加强国际间的交流合作，关注国外电力可靠性管理新技术、新动态，不断扩大可靠性管理交流合作范围。鼓励电力企业和国外企业加强交流合作，开展可靠性对标。
6
提升电力可靠性数据的准确性和完整性
进一步完善电力可靠性分级管理和监督体系，充分发挥派出能源监管机构作用，严防可靠性信息及时性、准确性、完整性的管理缺位、监管缺位。
开展电力可靠性信息核查。将进一步加大对各专业可靠性数据准确性、完整性的核查力度，其中发电可靠性数据核查已基本结束，输变电和供电可靠性将于近期陆续启动。
强化对核查结果的处理。将对数据严重失真的企业，采取全国通报、指标同比例修正等方式进行处理。同时，对电力可靠性监督检查过程中产生的约访、约谈、通报、奖惩等记录进行归集、共享和公示，纳入能源诚信体系，对相应的责任主体实施守信激励与失信惩戒。
