Đăng bởi | 14:38 | 29/03/2023
A. TÌNH HÌNH THỰC HIỆN KẾ HOẠCH THÁNG 3 NĂM 2023
I. SẢN XUẤT KINH DOANH
1. Tình hình cung cấp điện
1.1. Tình hình cấp điện
PCAG đã thực hiện đúng chỉ đạo, các giải pháp theo phương án được duyệt, kịp thời thông báo cho khách hàng sử dụng điện, đảm bảo cung cấp điện tốt nhất, đáp ứng nhu cầu điện phục vụ phát triển kinh tế - xã hội và sinh hoạt thiết yếu của nhân dân.
Tình hình cung ứng điện tháng 3/2023 có thuận lợi, PCAG không phải điều hòa tiết giảm điện; trừ các trường hợp buộc phải cắt điện khi công tác trên lưới điện.
1.2. Điện nhận
2. Các chỉ tiêu kỹ thuật – vận hành:
2.1. Tình hình vận hành hệ thống điện
Quy mô quản lý: Đến nay, lưới điện 110kV PCAG đang quản lý 20 tuyến ĐZ 110kV.
PCAG có 01/22 ĐD 110kV thường xuyên vận hành mang tải ≥ 80% (tồn tại 2 giờ trong ngày, 3 ngày liên tục trong tuần).
Từ ngày 19/9/2022 đến nay, còn 01/22 đường dây đầy/quá tải, chiếm 5% tổng số đường dây, đường dây 110kV 172 Tịnh Biên – 174 Châu Đốc 2 đầy/quá tải (>80%) trong khoảng thời gian từ 10:00 – 14:00 hàng ngày, do NMĐ mặt trời Sao Mai và Văn Giáo 1+2 phát lên lưới 110kV.
Đến tháng 3/2023, TBA 110kV PCAG đang quản lý 11 trạm/831MVA.
PCAG có 02 MBA: T1-Chợ Mới, T2-Chợ Mới (quản lý 11 TBA/20 MBA với 831MVA) thường xuyên vận hành mang tải ≥ 80% (tồn tại 2 giờ trong ngày, 3 ngày liên tục trong tuần). Các MBA mang tải cao đều do phụ tải tăng hoặc chuyển tải công tác. Giải pháp giảm tải: Chờ tăng công suất MBA T1-Chợ Mới từ 40MVA lên 63MVA.
2.2. Độ tin cậy cung cấp điện:
- Tình hình thực hiện tháng 03/2023
+ Tổng hợp 04 trường hợp mất điện (thực hiện/kế hoạch): SAIDI là 13,2 phút; MAIFI là 0,01 lần; SAIFI là 0,116 lần.
+ Tổng hợp tất cả trường hợp mất điện (thực hiện/kế hoạch): SAIDI là 20,1 phút; MAIFI là 0,01 lần; SAIFI là 0,168 lần.
- Thực hiện lũy kế năm 2023
+ Tổng hợp 04 trường hợp mất điện (thực hiện/kế hoạch): SAIDI là 37,5 phút; MAIFI là 0,362 lần; SAIFI là 0,69 lần.
+ Tổng hợp tất cả trường hợp mất điện (thực hiện/kế hoạch): SAIDI là 93,7 phút; MAIFI là 0,362 lần; SAIFI là 0,88 lần.
2.3. Tổn thất điện năng
Ước TTĐN tháng 3/2023 của PCAG đạt 14,34%, cao hơn cùng kỳ 0,68%, ước lũy kế TTĐN 03T/2023 đạt 6,89%, cao hơn 0,04% so với LK cùng kỳ (LK 03T/2022 là 6,85%).
2.4. Về sự cố lưới điện
Tháng 03/2023, không xảy ra mất điện do sự cố nguồn.
Trong tháng 03/2023, xảy ra 07 vụ sự cố, giảm 12 vụ so với cùng kỳ năm 2022. Trong đó sự cố KD là 05 vụ, giảm 09 vụ so với cùng kỳ; sự cố TQ là 02 vụ, giảm 03 vụ so với cùng kỳ; sự cố TBA 00 vụ, bằng so với cùng kỳ.
Trong tháng 03/2023, không xảy ra sự cố.
Lũy kế 03 tháng năm 2023, xảy ra 02 vụ sự cố, giảm 02 vụ so với cùng kỳ năm 2022, trong đó sự cố KD là 00 vụ, giảm 01 vụ so với cùng kỳ, sự cố TQ là 01 vụ, bằng so với cùng kỳ và sự cố TBA 01 vụ, giảm 01 vụ so với cùng kỳ năm 2022.
* Ghi chú: EVN SPC chưa giao chỉ số độ tin cậy và suất sự cố năm 2023.
3. Điện thương phẩm
Ước thực hiện tháng 3/2023 là 236,07 triệu kWh, tăng 7,40% so với cùng kỳ năm 2022. Lũy kế 3T/2023 là 628,38 triệu kWh, tăng 2,04% so với cùng kỳ.
4. Công tác tiết kiệm điện
- Ước thực hiện tiết kiệm điện lũy kế 3T/2023 là 13,55 triệu kWh, bằng 2,16% điện thương phẩm 3 tháng, tỷ lệ tiết kiệm 2,11%.
- Ước thực hiện mua ĐMTMN tháng 3/2023 là 19,5 triệu kWh. Lũy kế 3T/2023 là 53,58 triệu kWh, bằng 22,43% so với kế hoạch (238,85 triệu kWh) EVNSPC giao.
5. Công tác Kinh doanh và dịch vụ khách hàng
5.1. Doanh thu, tỷ lệ thu tiền điện
Ước doanh thu tiền điện (trước thuế) tháng 3/2023 là 396,97 tỷ đồng, tăng 7,23% so với cùng kỳ. Lũy kế 3T/2023 là 1.060,62 tỷ đồng, tăng 2,12% so với cùng kỳ.
Tỷ lệ thu tiền điện tháng 3/2023 là 97,54%, lũy kế 03T/2023 là 99,00%, thấp hơn so với kế hoạch EVNSPC giao (99,90%) là 0,9%.
5.2. Giá bán điện bình quân
Ước thực hiện tháng 3/2023 là 1.681,56 đ/kWh, so với cùng kỳ năm 2022 thấp hơn 2,68 đ/kWh. GBBQ lũy kế 3T/2023 là 1.687,86 đ/kWh, cao hơn 1,39 đ/kWh so với cùng kỳ, thấp hơn 18,14 đ/kWh so với kế hoạch (1.706 đ/kWh) Tổng công ty giao.
5.3. Phát triển khách hàng
Trong tháng 3/2023 phát triển 420 khách hàng, luỹ kế từ đầu năm đến nay là 1.155 khách hàng.
Đến 27/3/2023, tổng số khách hàng toàn Công ty là 213.731 khách hàng, trong đó: 189.199 khách hàng sinh hoạt và 24.532 khách hàng ngoài sinh hoạt.
5.4. Chỉ số tiếp cận điện năng
- Khách hàng mua điện trung thế: Trong tháng 3/2023, toàn công ty giải quyết và đưa vào vận hành 30 công trình điện trung áp với thời gian giải quyết trung bình 3 ngày/công trình. Lũy kế 3T/2023, toàn công ty giải quyết và đưa vào vận hành 109 công trình điện trung áp với thời gian giải quyết trung bình 2,9 ngày, thấp hơn 2,1 ngày/công trình so với kế hoạch (5 ngày/công trình) Tổng công ty giao, đạt kế hoạch.
- Cấp điện hạ áp: Trong tháng 3/2023, công ty đã giải quyết cấp điện cho 390 khách hàng với thời gian trung bình là 3 ngày đạt 100%. Lũy kế 3T/2023 1.046 khách hàng với thời gian trung bình là 3 ngày đạt 100%, thấp hơn 2 ngày so với kế hoạch (5 ngày) Tổng công ty giao, đạt kế hoạch.
6. Sửa chữa lớn
Đang chờ EVN SPC giao kế hoạch.
II. TÌNH HÌNH THỰC HIỆN ĐTXD
Đang chờ EVN SPC giao kế hoạch.
III. CÔNG TÁC TÀI CHÍNH KẾ TOÁN
1. Tình hình thực hiện chi phí:
Định mức chi phí ước thực hiện lũy kế đến tháng 03/2023 là 32,33 đ/kwh
2. Lợi nhuận:
Do Tổng công ty chưa giao giá bán diện nội bộ năm 2023 nên chưa xác định được lợi nhuận.
2.2. Tính lũy kế đến tháng 03/2023 ước lợi nhuận SXK đạt 202 triệu đồng
IV. CÔNG TÁC KHÁC
1. Công tác QLKT
Đối với lưới 110kV và trung thế:
- Công tác QLVH: chủ động kiểm tra, xác định nguyên nhân và thực hiện các giải pháp xử lý các tồn tại, sai sót trong quản lý vận hành như lệch pha, điện áp vận hành thấp, chênh lệch tải giữa các tuyến đường dây..., tránh tồn tại lặp lại liên tục;
- Công tác bù CSPK: chủ động kiểm tra và có phương án vận hành ổn định nguồn bù CSPK thuộc phạm vi quản lý, tránh dư thiếu bù vào các ngày nghỉ, Lễ, Tết;
- Công tác đầu tư cải tạo lưới điện: dự báo phụ tải cao điểm, rà soát tiến độ các công trình chống quá tải lưới trạm năm 2023.
Đối với lưới hạ thế (MBA phân phối, ĐDHT):
- Duy trì việc theo dõi, kiểm tra các thông số, kết quả vận hành lưới điện bằng các Chương trình quản lý (như Appmeter, MDAS, đo ghi xa, AMIS, PMIS, OMS...), đối chiếu với thực tế hiện trường để phát hiện kịp thời những bất cập, sai sót về mặt kỹ thuật; từ đó nhanh chóng xác định rõ nguyên nhân làm biến động TTĐN của từng phát tuyến, TBA, ĐDHT và thực hiện ngay các giải pháp xử lý phù hợp để giảm TTĐN;
- Thực hiện tốt công tác QLVH lưới điện phân phối, tăng cường công tác quản lý kỹ thuật - vận hành, đẩy mạnh công tác SCTX để xử lý kịp thời những điểm yếu trên lưới điện, đặc biệt là trên lưới hạ thế, TBApp; hạn chế tối đa các tồn tại, thiếu sót phát sinh mới.
- Thực hiện các chỉ số Độ tin cậy cung cấp điện: tập trung thực hiện các giải pháp kỹ thuật, biện pháp quản lý đảm bảo đạt các chỉ số độ tin cậy (SAIDI, SAIFI, MAIFI) được EVNSPC giao.
2. Công tác KTAT, phòng chống thiên tai
Thường xuyên kiểm tra định kỳ các thiết bị chữa cháy tại trụ sở làm việc.
Tổ chức kiểm tra chuyên đề hiện trường làm việc, công tác an toàn tại đơn vị định kỳ theo quy định. Không để xảy ra tai nạn lao động.
3. Công tác tổ chức nhân sự
Tiếp tục rà soát lại số nhân lực của từng đơn vị để giải quyết điều động hoặc bổ sung cho các đơn vị thiếu. Sắp xếp, chuyển lương cho CBCNV theo đúng chức danh công việc.
Bố trí cho các CBCNV học các lớp bồi dưỡng chuyên môn, nghiệp vụ của Tổng Công ty.
Lao động có mặt đến 31/03/2023 là 867 người. Trong đó, trình độ Thạc sỹ là 27 người (3,1%); Đại học là 253 người (29,2%); trình độ Cao đẳng là 25 người (2,9%); trình độ Trung cấp là 138 người (15,9%); trình độ trung cấp nghề, khác 424 người (48,8%).
4. Công tác VTCNTT
Thực hiện ký hợp đồng dịch vụ quản lý thuê cột điện treo cáp thông tin với 5 đối tác gồm Viễn thông An Giang, Chi nhánh FPT An Giang và Công ty cổ phần Viễn thông Quốc tế HTC – ITC, truyền hình cáp VTVcab và SCTV.
5. Công tác pháp chế
Ban hành, hiệu chỉnh, hủy bỏ các văn bản hướng dẫn, quy định, quy chế của Tổng Công ty luôn luôn kịp thời phù hợp với tình hình sản xuất kinh doanh của đơn vị, tạo hiệu quả thiết thực trong hoạt động quản lý của đơn vị.
6. Công tác văn phòng
Thực hiện nhiệm vụ Chủ đề năm 2023: “Thực hành tiết kiệm, chống lãng phí”;
Tháng 3/2023 (Từ ngày 01/3 đến ngày 23/3/2023) đã phát hành 359 văn bản đi và xử lý 397 văn bản đến, lũy kế văn bản đã phát hành đến 23/3/2023: 1.038 văn bản đi, xử lý 1.291 văn bản đến;
Đã rà soát, chỉnh sửa hoàn chỉnh các HSCV điện tử của năm 2021, 2022 để chuẩn bị cho công tác kiểm tra của SPC ngày 28/3/2023 tại PC Đồng Tháp, thực hiện giao nộp hồ sơ giấy thực hiện theo KH 3809/KH-PCAG ngày 25/11/2022;
Hoàn thiện và thực hiện các nội dung liên quan đến công tác cải cách hành chính;
Đã triển khai thực hiện kế hoạch, chương trình kiểm tra, hướng dẫn công tác VP, 5S và ISO tại Đơn vị năm 2023;
Cung cấp thông tin, tuyên truyền trên trang wed Tổng công ty và Công ty; Tổ chức đưa tin, bài của các tập thể, cá nhân tham gia bản tin EVNSPC, cụ thể trong tháng 3/2023 có 10 tin bài và 03 bản tin đăng báo An Giang;
Đảm bảo các phương tiện (công xa) luôn sẵn sàng phục vụ cho công tác của đơn vị, trong tháng 3/2023 đã điều động 46 lượt xe;
Thực hiện trang bị cây cảnh, đảm bảo xanh-sạch-đẹp khối cơ quan Công ty;
Chuẩn hóa hoạt động lễ tân khánh tiết; Hội nghị phù hợp với yêu cầu của quy định về văn hóa ứng xử nâng cao hình ảnh doanh nghiệp; Tổ chức và phối hợp phòng, ban phân công chủ trì phục vụ, tiếp khách đến làm việc, công tác tại Công ty theo phân công của Lãnh đạo Công ty; Đáp ứng yêu cầu tổ chức các Hội nghị, sự kiện thuộc trách nhiệm Văn phòng;
Tiếp tục thực hiện các chương trình, kế hoạch thực thi về văn hóa doanh nghiệp của Tổng công ty và Công ty đến toàn thể CBCNV trong Công ty.
B. CHƯƠNG TRÌNH CÔNG TÁC CHÍNH THÁNG 4 NĂM 2023 VÀ CÁC GIẢI PHÁP HOÀN THÀNH KẾ HOẠCH NĂM CỦA CÔNG TY
1. Công tác cung cấp điện
Tiếp tục thực hiện đúng chỉ đạo, các giải pháp theo phương án được duyệt.
2. Công tác kế hoạch
Theo dõi, đánh giá việc thực hiện các chỉ tiêu kế hoạch: điện thương phẩm, tổn thất điện năng, giá bán điện bình quân…
3. Công tác kinh doanh
- Tập trung làm tốt công tác dịch vụ khách hàng.
- Tiếp tục triển khai thực hiện tốt công tác trong khâu kinh doanh: giảm TTĐN khâu kinh doanh, tăng cường công tác áp giá tăng giá bán điện, thu tiền điện, dịch vụ khách hàng…
4. Công tác QLKT, QLVH, KTAT
- Tăng cường theo dõi trong vận hành và thực hiện kiểm tra bảo trì bảo dưỡng định kỳ đúng quy định. Tổ chức kiểm tra kỹ thuật lưới điện, tình trạng vận hành (nhất là tại các vị trí xung yếu, các đầu cáp ngầm, vị trí dừng/đấu nối liên kết) nhằm sớm phát hiện các bất thường để kịp thời xử lý ngăn ngừa sự cố, tổ chức khắc phục các tồn tại, khiếm khuyết lưới điện, đảm bảo vận hành an toàn kể cả trong mọi tình huống thời tiết cực đoan: mưa, lụt bão, giông lốc, sự cố diện rộng…;
- Chuẩn bị sẵn sàng các phương án phòng chống lụt bão để đối phó kịp thời với diễn biến bất thường của thời tiết, thiên tai.
- Tăng cường công tác bảo vệ HLATLĐCA. Phối hợp chặt chẽ với các cơ quan chức năng tại địa phương trong việc thực hiện, công tác tuyên truyền và xử lý.
- Giao nhiệm vụ cho các đơn vị liên quan, các Điện lực triển khai sử dụng thống nhất và tiếp tục cập nhật dữ liệu đầy đủ cho các chức năng của các Chương trình/hệ thống dùng chung như: PMIS, OMS, AppMeter..
5. Công tác ĐTXD&SCL
- Triển khai thi công các công trình ĐTXD và SCL trong kế hoạch năm 2023.
- Nghiệm thu, quyết toán các công trình SCL đã hoàn thành đúng thời gian quy định.
* Các giải pháp thực hiện:
Đối với lưới điện trung hạ thế (các Điện lực)
+ Tăng cường công tác kiểm tra, củng cố lưới điện đảm bảo cung cấp điện an toàn, liên tục, tin cậy; thực hiện nghiêm kỷ luật vận hành, an toàn lao động, sẵn sàng phòng chống thiên tai.
+ Chuẩn bị đầy đủ nhân lực, vật tư, thiết bị dự phòng và phương tiện đi lại, sẵn sàng xử lý nhanh các hư hỏng và sự cố.
Đối với lưới điện cao thế (Đội Cao thế)
+ Thực hiện đầy đủ các giải pháp, các kiến nghị của Đoàn kiểm tra Tổng công ty Điện lực miền Nam, Công ty Điện lực An Giang về ngăn ngừa sự cố lưới điện.
a) Tiếp tục theo dõi, triển khai và báo cáo kết quả thực hiện các TBKL phiên họp kiểm điểm tình hình thực hiện TTĐN của EVN SPC tại đơn vị.
b) Triển khai Chương trình công tác TTĐN năm 2023 của PCAG, trong đó tập trung:
- Duy trì theo dõi, đôn đốc các đơn vị và xử lý các cảnh báo về mặt kỹ thuật vận hành trên Chương trình AppMeter đối với lưới điện 22kV, 110kV và hệ thống phân tích dữ liệu đo lường (MDAS) đối với lưới điện hạ áp, TBApp. Khai thác hiệu quả công tác theo dõi hiệu suất trạm công cộng, tăng cường kiểm tra và xử lý các đường dây trung hạ áp bị quá tải, điều chuyển các máy biến áp vận hành non tải, cấy mới trạm biến áp để giảm bán kính cấp điện, lắp đặt tụ bù, tăng cường đầu tư và sửa chữa lớn lưới điện, có kế hoạch thay thế các VTTB đã xuống cấp, hư hỏng.
- Đẩy nhanh tiến độ công tác sửa chữa lớn và ĐTXD lưới điện. Phối hợp hỗ trợ công tác giải phóng mặt bằng với Ban A LĐMN để đẩy nhanh công trình đấu nối trạm 110kV Tịnh Biên nhằm giảm tải, giảm TTĐN trên đường dây 175 Châu Đốc 2 - 171 Tịnh Biên.
- Triển khai thực hiện giảm số lượng trạm công cộng có TTĐN cao hoặc có sản lượng điện tổn thất chiếm tỷ trọng lớn.
- Theo dõi và thực hiện quản lý TTĐN thông qua phân hệ tổn thất, tăng cường quản lý công tơ, hoàn thiện hệ thống đo đếm, tiếp tục triển khai mở rộng hệ thống đo ghi từ xa, thay điện kế định kỳ, lắp đặt điện kế điện tử, kiểm tra khách hàng sử dụng điện tại các khu vực có tổn thất điện năng cao để xử lý, tăng cường kiểm tra, phúc tra việc ghi chỉ số nhằm kịp thời phát hiện các sai sót...
2. Giải pháp về đảm bảo tài chính
Tăng cường công tác rà sót, kiểm tra và quản lý các khoản chi phí phát sinh để đảm bảo thực hiện đúng và đạt kế hoạch chi phí được giao. - Phối hợp với các bộ phận liên quan để xây dựng kế hoạch chi phí và triển khai thực hiện một cách hiệu quả, tiết kiệm và đúng quy định. - Thường xuyên kiểm soát công tác hạch toán các nghiệp vụ để đảm bảo báo cáo tài chính lập đúng và đầy đủ. - Đối với chi phí SCL và ĐTXD thực hiện đúng theo hướng dẫn , quyết toán đầy đủ, đúng hạn theo kế hoạch mà EVNSPC giao.
3. Giải pháp trong công tác kiểm tra áp giá.
Triển khai thực hiện Chương trình công tác giảm TTĐN theo Công văn 11161/EVNSPC-KD ngày 29/12/2022 của EVNSPC về việc tạm giao kế hoạch KD&DVKH thực hiện năm 2023, trong đó tập trung:
- Khách hàng thuộc khối hành chính sự nghiệp (cơ quan hành chính sự nghiệp, bệnh viện, trường học,...) hiện đang áp 01 giá bán điện;
- Khách hàng bán buôn điện nông thôn, trong đó tập trung vào các khách hàng/trạm biến áp có giá bán lẻ điện giảm so với cùng kỳ, hoặc có số hộ mua lẻ điện sinh hoạt sau công tơ tổng hoặc sản lượng điện giá khác tăng/giảm bất thường;
- Khách hàng sử dụng điện cho mục đích sản xuất, kinh doanh, dịch vụ có điện năng tiêu thụ bình quân ba tháng liên tục từ 2.000kWh/tháng trở lên;
- Khách hàng cho thuê nhà trọ học sinh, sinh viên và người lao động đang áp định mức hộ sử dụng điện sinh hoạt bậc thang.
Kiểm tra giá bán điện cho tất cả đối tượng khách hàng sử dụng điện, đảm bảo một khách hàng sử dụng điện ít nhất một năm được kiểm tra áp giá bán điện một lần theo kế hoạch năm. Trong đó, các ĐL tập trung kiểm tra áp giá các đối tượng khách hàng cụ thể như sau:
- Thực hiện theo văn bản số 8797/EVNSPC-KD+TT ngày 20/10/2022 và văn bản số 3385/PCAG-KD ngày 25/10/2022 của PCAG về việc tăng cường tuyên truyền, kiểm tra việc thực hiện giá bán lẻ điện cho sinh viên, người lao động thuê nhà để ở.
- Chủ động lập kế hoạch phối hợp với Phòng Kinh tế hạ tầng các huyện/thị xã/thành phố để kiểm tra các đối tượng khách hàng nhà trọ (cho sinh viên, người lao động thuê) đảm bảo bán đúng giá điện, lập biên bản báo cáo Sở Công Thương xử phạt vi phạm hành chính đối với những trường hợp vi phạm, định kỳ 6 tháng/lần.
- Kiểm tra các khách hàng thuộc đối đượng phải mua công suất phản kháng theo Điều 3 Thông tư số 15/2014/TT-BCT ngày 28 tháng 5 năm 2014.
- Rà soát khách hàng có sản lượng điện tiêu thụ bình quân từ 1 triệu kWh/tháng để thực hiện biện pháp bảo đảm hợp đồng theo Điều 12 Nghị định 137/2013/NĐ-CP ngày 21 tháng 10 năm 2013.
4. Công tác dự báo phụ tải
a) Đối với nhóm khách hàng có sản lượng tiêu thụ ≥ 1 triệu kWh/năm:
- Chủ động làm việc với khách hàng về kế hoạch sản xuất – kinh doanh của khách hàng, đặc biệt là các khách hàng công nghiệp để làm cơ sở cho việc dự báo ĐTP. Đồng thời, tăng cường các giải pháp truyền thông, nâng cao nhận thức cho khách hàng hiểu được lợi ích thiết thực của việc cung cấp số liệu chuẩn xác, hợp lý về nhu cầu điện năng dự kiến sử dụng cho ngành điện, qua đó góp phần giúp ngành điện có kế hoạch huy động các nguồn phát điện phù hợp, đảm bảo cung cấp đủ điện cho nhu cầu SX - KD của khách hàng.
- Thống kê và xây dựng biểu đồ phụ tải điển hình của từng khách hàng theo (tháng, năm), so sánh mức độ tăng trưởng điện thương phẩm của khách hàng trong tháng cùng kỳ và ít nhất 03 tháng gần nhất liền kề để đánh giá sai số dự báo điện thương phẩm (so với phạm vi cho phép ±3%) của từng khách hàng, Điện lực và CTĐL tại tháng đang vận hành nhằm đưa ra nhận định về số liệu dự báo của khách hàng trong kỳ đăng ký tháng tiếp theo. Trường hợp có sự bất hợp lý trong số liệu ước tính của khách hàng hoặc ghi nhận tần suất sai số lớn và xảy ra thường xuyên liên tiếp trong các tháng liền kề đối với số liệu do khách hàng cung cấp, CTĐL rà soát xem xét, xác nhận lại với các Điện lực để trao đổi và chuẩn xác lại số liệu với khách hàng. Trong quá trình đề nghị khách hàng xem xét lại số liệu đã cung cấp cho ngành Điện, Điện lực cần thông tin cho khách hàng hiểu được rằng khách hàng không nên dự phòng quá lớn khi cung cấp số liệu dự kiến nhu cầu tiêu thụ điện cho Điện lực, ngành Điện luôn đảm bảo cung cấp đủ điện cho nhu cầu sản xuất kinh doanh của khách hàng.
b) Đối với nhóm khách hàng có sản lượng tiêu thụ < 1 triệu kWh/năm:
- Phối hợp nhuần nhuyễn hơn giữa các phương pháp: (i) phương pháp thống kê theo chuỗi thời gian, (ii) phương pháp dự báo phụ tải đã được Tổng công ty phối hợp với Trường Đại học Bách Khoa TP.HCM tổ chức đào tạo cho các CTĐL, (iii) phương pháp dự báo phụ tải theo mô hình hồi quy đa biến mà Tổng công ty đã hướng dẫn tại văn bản số 8795/EVNSPC-KD ngày 09 tháng 10 năm 2020.
- Theo dõi sát các yếu tố khách quan có thể tác động đến kết quả dự báo như: dịch bệnh, thiên tai, thời tiết,... để phân tích cụ thể tác động ảnh hưởng của các yếu tố này đến nhu cầu sử dụng ĐTP của khách hàng, từ đó linh động hơn trong việc lựa chọn các kịch bản, mô hình, phương pháp dự báo phù hợp, bám sát với tình hình kinh tế-xã hội thực tế tại địa phương.
5. Giải pháp trong công tác KD&DVKH
- Đối với công tác giải quyết cấp điện trung hạ áp trên chương trình CMIS: Đề nghị các đơn vị tiếp tục thực hiện theo đúng trình tự giải quyết cấp điện theo Quyết định 353 của EVN, rà soát các hồ sơ có phát sinh trở ngại từ phía khách hàng để cập nhật đầy đủ kịp thời và thực hiện các thao tác theo đúng luồng điện tử trên chương trình CMIS để đảm bảo việc tính đúng ngày giải quyết cấp điện.
- Đối với các DVTT: Tiếp tục thực hiện 100% các dịch vụ điện theo phương thức điện tử, đẩy mạnh công tác cài appCSKH/Zalo, hoàn tất việc số hóa 100% HĐMBĐ trong quí II/2023. Tổ chức tiếp nhận và giải quyết đúng thời gian quy định các yêu cầu của khách hàng trên chương trình CRM, hạn chế tối đa việc khách hàng gọi điện nhiều lần. Tiếp tục thu thập thêm thông tin liên hệ thứ 2 của các khách hàng và đảm bảo 100% khách hàng đang quản lý có đầy đủ các thông tin cần thiết (chủ thể HĐMBĐ, địa chỉ, số điện thoại liên hệ…).
6. Công tác thu tiền điện
6.1 Về tỷ lệ thu tiền điện, nợ khó đòi:
- Rà soát, theo dõi, đốc nợ khách hàng chưa thanh toán đã quá thời gian theo thỏa thuận trong HĐMBĐ, đẩy mạnh phương thức gửi thông báo tiền điện, nhắc nợ qua các kênh trực tuyến Zalo/app CSKH/email.
- Phối hợp với các ngân hàng/tổ chức trung gian để truyền thông, hướng dẫn và khuyến khích khách hàng thanh toán tiền điện trực tuyến qua các kênh như app CSKH, Zalo, ví điện tử, Mobile Money, internet banking, ATM, chuyển khoản, trích nợ tự động.
- Tiếp tục thực hiện kiểm soát chặt chẽ công tác: (i) theo dõi nợ tiền điện đối với các khách hàng nợ tiền điện từ 02 kỳ trở lên, nợ quá hạn, thực hiện ngưng cung cấp điện thu hồi nợ theo quy định; (ii) công tác giao thu và quyết toán tiền điện qua ngân hàng/tổ chức trung gian thanh toán đúng quy định, không để phát sinh các trường hợp khách hàng đã thanh toán tiền điện nhưng ngân hàng/tổ chức trung gian thanh toán không thực hiện ghi nhận trên Cổng thanh toán EVN SPC và chuyển nộp về Điện lực. Khi có các vi phạm xảy ra, đơn vị phải xử lý triệt để và kịp thời báo cáo Công ty để có chấn chỉnh cần thiết.
- Tăng cường công tác đốc thu, thực hiện cắt điện đòi nợ đối với các khách hàng đã thông báo nhắc nợ đầy đủ theo quy định, gửi công văn đòi nợ đối với khách hàng là trạm bơm nông nghiệp, khách hàng phân kỳ, doanh nghiệp để thanh toán đúng hạn theo HĐMBĐ đã ký kết.
- Tổ chức thực hiện tốt công tác thu tiền điện theo văn bản 1000/EVNSPC-KD ngày 17/02/2023 của Tổng công ty Điện lực miền Nam về việc triển khai thực hiện các giải pháp về công tác thu tiền điện và xử lý tồn thu, nợ khó đòi tiền điện năm 2023; văn bản số 1646/EVNSPC-KD ngày 14/03/2023 của Tổng công ty Điện lực miền Nam về việc thưc hiện chấn chỉnh công tác thu tiền điện tháng 3/2023.
- Kiểm tra, chấn chỉnh công tác cắt điện đòi nợ không đúng quy định của Thông tư 22/2020/TT-BCT ngày 09/09/2020 của Bộ Công thương về việc trình tự thủ tục ngừng, giảm mức cung cấp điện, tránh rủi ro mất an toàn trong công tác thu tiền vì lý do chủ quan, phấn đấu tỷ lệ thu tiền điện hàng tháng từ 95% trở lên.
- Quản lý dòng tiền thu chặt chẽ theo hạn thu trên ngày phát hành hóa đơn thông qua việc cải thiện tỷ lệ thu tiền điện hàng tháng. Hạn chế tồn nợ nhiều kỳ và tình trạng để dồn đến cuối Quý mới đẩy mạnh công tác thu tiền điện.
- Tiếp tục rà soát và lập thủ tục để thanh lý các trường hợp khách hàng thuộc đối tượng nợ khó đòi tiền điện từ 6 tháng trở lên, có quyết định xử lý của toà án, của thi hành án theo đúng quy định của Thông tư số 48/2019/TT-BTC ngày 08/8/2019 về việc hướng dẫn việc trích lập và xử lý các khoản dự phòng giảm giá hàng tồn kho, tổn thất các khoản đầu tư, nợ phải thu khó đòi và bảo hành sản phẩm, hàng hóa, dịch vụ, công trình xây dựng tại doanh nghiệp và theo Văn bản 9500/EVN SPC-KD ngày 22/10/2021 của Tổng công ty về việc hướng dẫn triển khai công tác quản lý và xử lý tồn thu, nợ khó đòi.
6.2 Về phối hợp với các NH/TCTG:
- Phối hợp với các NH/TCTG hướng dẫn khách hàng xa trung tâm thực hiện thanh toán qua Mobile Money để khách hàng dễ dàng thanh toán, cập nhật thường xuyên danh sách các điểm thu cho khách hàng biết.
- Tăng cường phối hợp với các Ngân hàng & Tổ chức trung gian chuyển đổi mạnh sang các hình thức thanh toán trực tuyến phổ biến hiện nay như: internet banking/mobile banking/chuyển khoản, ATM/thẻ thanh toán, ủy nhiệm chi/ủy nhiệm thu/trích nợ tự động/ví điện tử/mobile money, thanh toán online thông qua website, ứng dụng chăm sóc khách hàng (CSKH) của Tổng công ty,... để đảm bảo đúng thực chất và ý nghĩa của chủ trương thu không dùng tiền mặt.
- Phối hợp với các tổ chức trung gian thanh toán (Viettel, VNPT, M_SERVICE, Zion, …) để hợp tác triển khai chương trình cộng tác viên hướng dẫn khách hàng tải ví điện tử/Mobile Money để thanh toán hóa đơn tiền điện.
- Quản lý chặt chẽ, kiểm tra, kiểm soát các điểm thu hộ tiền điện, các đối tác là tổ chức trung gian thanh toán và ngân hàng trên địa bàn quản lý. Thường xuyên rà soát, kiểm soát số liệu thu hộ của các điểm thu để tránh thất thoát, chiếm dụng tiền điện sau khi thu được và xử lý triệt để khi có vi phạm.
- Phối hợp kiểm tra, kiểm soát các kênh/điểm thu hộ tiền điện của các tổ chức trung gian thanh toán theo đúng hợp đồng đã ký kết.
- Phối hợp với các ngân hàng và tổ chức trung gian thanh toán tổ chức các chương trình khuyến mại khuyến khích khách hàng thanh toán sớm hơn hoặc đúng thời gian quy định trong hợp đồng mua bán điện để tăng tỷ lệ khách hàng thanh toán qua hệ thống ngân hàng và tổ chức trung gian thanh toán, đặc biệt là tỷ lệ khách hàng thanh toán tiền điện không dùng tiền mặt.
- Thực hiện cập nhật các chi phí dịch vụ phát sinh như: chi phí cắt điện, chi phí dời điện kế, chi phí nâng công suất, chi phí gắn điện kế lên chương trình CMIS để khách hàng thuận tiện trong quá trình thanh toán qua NH/TCTG.
- Thực hiện chấm xóa nợ, quyết toán hóa đơn đúng phương thức thanh toán, đảm bảo đạt kế hoạch về các chỉ tiêu thanh toán không dùng tiền mặt.
7. Giải pháp về suất sự cố.
* Đối với chỉ tiêu suất sự cố lưới điện 110kV, phần đường dây 110kV và phần trạm biến áp 110kV thực hiện tốt kế hoạch giải pháp giảm sự cố lưới điện 110kV đã đăng ký.
* Đối với chỉ tiêu suất sự cố lưới điện 22kV
a) Siết chặt công tác QLKT, QLVH, thực hiện nghiêm túc các quy định điều tra và xử lý sự cố, quy chế thưởng phạt trong công tác QLVH, giảm sự cố và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho từng cá nhân, đơn vị.
b) Giảm sự cố do động vật: tăng cường cách điện bằng giải pháp lắp nắp chụp Silicone lên TU, TI, LA, đầu sứ MBA; LA, TU, TI dùng công nghệ Epoxy. Thay các đà lắp DS, FCO, LBFCO bằng đà composite.... Kiểm tra và thực hiện các giải pháp như: Phát quang chân trụ, cọc néo dây chằng, bịt kín các lỗ trụ, ốp tole thân trụ, ốp đà, lắp nắp chụp thiết bị,...Các vị trí trụ góc 90 độ thường xảy ra phóng điện do chim thực hiện thay các lèo dây trần bằng dây bọc.
c) Giảm sự cố do sét: Kiểm tra, xử lý đường dây có Rđ cao, đảm bảo liên kết tiếp địa đạt yêu cầu; tăng cường thêm chống sét van đường dây (thay vì chỉ lắp cho TBA), sử dụng dây chống sét.Đối với các trường hợp đơn vị báo cáo do giông, sét thì đơn vị phải xác định vị trí bị sự cố cụ thể để có giải pháp ngăn ngừa tránh lặp lại.
d) Đối với sự cố thuộc tài sản khách hàng: tổ chức làm việc trực tiếp với khách hàng để triển khai công tác thí nghiệm định kỳ, bảo trì vật tư thiết bị lưới điện theo quy định hệ thống điện phân phối (Thông tư 39-BCT). Khuyến cáo khách hàng thực hiện các giải pháp giảm sự cố do động vật, do thiết bị (thuộc tài sản khách hàng) nhằm giảm thiểu sự cố lưới điện, ảnh hưởng đến khách hàng khác và đảm bảo lưới điện vận hành an toàn, liên lục và tin cậy.
8. Giải pháp tăng điện thương phẩm
Các Điện lực khi đầu tư, nâng cấp, sửa chữa lưới điện phải lập lịch cắt điện phù hợp để hạn chế tối đa việc ngừng giảm cung cấp điện, đảm bảo cung cấp đầy đủ điện cho nhu cầu điện thương phẩm của khách hàng, thực hiện giải quyết yêu cầu cấp điện khách hàng nhanh chóng, kịp thời, đúng quy định, góp phần hỗ trợ tăng trưởng sản lượng điện thương phẩm của Điện lực và của Công ty.
Ưu tiên sử dụng công nghệ hotline để thực hiện công tác, hạn chế tối đa việc mất điện. Tăng cường quản lý vận hành, hạn chế tối đa sự cố lưới điện, khi sự cố xảy ra cần giải quyết nhanh, cấp điện kịp thời.
Tăng cường thực hiện và phối hợp tốt với địa phương trong công tác dự báo nhu cầu phát triển của phụ tải, đặc biệt là đối với các phụ tải sản xuất, KCN-CCN để có kế hoạch đầu tư, xây dựng lưới điện kịp thời đảm bảo đồng bộ với kế hoạch vận hành sản xuất của địa phương, doanh nghiệp để tăng trưởng nhanh thương phẩm.
9. Giải pháp tăng năng suất lao động.
Năng suất lao động do ảnh hưởng của tốc độ tăng sản lượng điện thương phẩm và lao động bình quân. Hiện nay, với lao động bình quân tương đối ổn định, thì việc tăng năng suất lao động phụ thuộc vào tốc tăng điện thương phẩm. Vì vậy, để đảm bảo năng suất lao động, thì cần thực hiện một số nội dung sau:
- Để duy trì lao động bình quân như hiện nay: Không tuyển dụng mới lao động, chỉ tuyển thay thế trong các trường hợp cần thiết.
- Điều chỉnh kế hoạch (trong trường hợp đã tìm các giải pháp và cố gắng phấn đấu để thực hiện 2 chỉ tiêu trên).
10. Giải pháp trong đầu tư xây dựng
Chia sẻ
In tài liệu
Đã đánh giá xong. Cảm ơn bạn đã đánh giá cho bài viết
Đóng
