徐州华润电力有限公司 生产经营财务分析报告
（迄2000年6月30日止）
财 务 管 理 部
目 录
第一部分 技术经济指标
一、主要技术经济指标完成情况 二、技术经济指标表 三、指标完成情况说明
1、发电量 2、厂用电率 3、上网电量 4、发电煤耗率 5、燃料消耗情况
第二部分 利润增减情况分析
一、 主要财务状况表
二、 影响利润增减的因素分析
1、增加利润的因素分析 2、减少利润的因素分析
三、 敏感性分析 四、 盈亏平衡分析
第三部分 生产成本分析 第四部分 资金运作
第五部分 竞价上网情况分析
第六部分 财务管理指标分析 第七部分 经营情况预测 第八部分 存在的问题及改进措施
2000年，整个国民经济仍处于恢复性增长阶段，全社会用电需求不会有较大幅度的增长，合资、集资电厂将进一步受到影响，机组平均利用小时在99年不足4500小时的基础上还会有所下降；江苏省竞价上网改革力度加大，还本付息电价仍有下调可能。这些都说明合营公司在新的一年里面临的经营形势更加严峻，唯有根据2000年工作大纲的要求，坚持经济效益为中心，以安全生产为前提，大力开拓市场和搞好成本控制，不断推进技术进步，合营公司才能求得生存和发展。2000年上半年公司累计完成发电量144589万千瓦时，比去年同期增加32458万千瓦时。上半年实现利润12840万元，比去年同期增加10142万元，累计予缴所得税963.02万元，累计实现税后利润11878万元。现将有关生产经营情况分析如下：
第一部分 技 术 经 济 指 标
一、主要经济指标完成情况
2000年6月份完成发电量24643万千瓦时，销售电量23338万千瓦时，厂用电率为5.26%，供电煤耗率为348克/千瓦时，发电天然煤98260吨、燃油81吨，共折标煤81218吨。实现销售收入6970万元，实现利润总额2056万元，实现增值税979万元，利税合计3035万元，累计实现利税18771万元。 二、主要技术经济指标表
实际数 项 目 单 位 年计划 本月 累计 144589 137133 5.16 612000 478811 去年同期数 本月 累计 发电量 万千瓦时 280000 24643 22341 112131 供电量 万千瓦时 263760 23338 21086 105062 厂用电率 发电最高负荷 发电标准煤量 % 5.8 5.26 607000 5.62 6.25 千瓦 -- 600000 611000 吨 926800 81218 74462 373862 发电标准煤克/千瓦耗 时 331 330 331 333 333 供电标准煤克/千瓦耗 发电用原煤量 发电用燃油量 标煤单价 时 349 348 349 353 356 吨 1176800 98260 597998 92609 478444 吨 1800 81 596 178 541 元/吨 233.04 199.38 200.73 241.06 1619.39611.32 5 252.26 发电燃料费 万元 21598 1795 9431 实现增值税 销售收入 万元 万元 11165 79741 979 6970 4081.19 823.34 2055.91 5931 42552 970 7158 4683 35682 销售成本 万元 55894 24295 4487 24947 财务费用 万元 10282 5359 1267 7769 利润总额
万元 13461 12840 1576 2699 三、主要技术经济指标完成情况说明 ①发电量
2000年上半年，合营公司基本发电量实绩126509万千瓦时，完成基本发电量计划119353万千瓦时的94.35%；竞价发电量计划为18200万千瓦时，实际完成竞价电量18078.99万千瓦时，占竞价电量计划的99.34%。上半年累计完成发电量144589万千瓦时，比去年同期增加32458万千瓦时。五月份发电量计划为23904万千瓦时，实际完成发电量22589万千瓦时，占月度计划电量的94.50%，是上半年唯一没有完成发电任务的月份。
图一：97年-2000年（1-6月）累计电量比较示意图
160000140000120000万千瓦时100000800006000040000200000发电量上网电量977647872567.49810053094273991121311050622000144589137133
②厂用电率
2000年6月，综合厂用电率为5.26%，与年度计划的5.8%相比下降0.54个百分点，与上年同期的5.62%相比下降0.36个百分点，增加上网电量1478.58万千瓦时，增加售电收入489.32万元；本年累计厂用电率为5.16%，比去年同期的6.25%降低1.09个百分点，增加上网电量24580.13万千瓦时，增加售电收入7340万元。
图二：华润电力97年—2000年1-6月累计厂用电率（%）示意图
8厂用电率（%）6420厂用电率（%）1997年1998年1999年2000年6.696.236.255.16 ③上网电量
2000年6月,合营公司完成上网电量23338万千瓦时（其中竞价上网电量4736.97万千瓦时）,完成月度计划上网电量的112%,与去年同期相比增加2252万千瓦时，增加售电收入745.27万元，增加利润198.40万元；上半年上网电量137133万千瓦时（其中竞价电量17150.56万千瓦时），比去年同期增加32071万千瓦时，增加售电收入9576万元，增加经营利润2825.46万元. ④发电煤耗率
2000年6月，发电煤耗为330g／kWh，与上年同期相比下降3克，节约标煤739.29吨；累计发电煤耗比去年同期下降2克，节约标煤2891.78吨。
图三：华润电力97年-2000年1-6月累计煤耗率比较示意图
煤耗率（克/千瓦时）380360340320300发电煤耗（克）供电煤耗（克）3623371997年3373623583351998年3353583563331999年3333563483312000年331348⑤燃料消耗情况
2000年6月，合营公司购入原煤101078吨，计划内76055吨、计划外24963吨，发电耗煤98260吨，月末库存煤炭124016吨；本月发电耗油81吨，比去年同期减少97吨。主要原因是发电量比去年同期增加较大，机组运行稳定，并加大了燃油考核管理力度；2000年上半年发电累计耗煤597998吨、耗油596吨，比去年同期增加耗煤119554吨、增加耗油55吨。
第二部分 利润增减情况及敏感性分析
一、 主要财务状况表 项 目 单 位 1-6月累计 137133 0.3103 去年同期累计 105062 0.3395 增减额 售电量 售电单价 万千瓦时 元/千瓦时 32071 -0.0292 售电单位成本 其中：燃料 水费 材料 工资及福利 折旧 大修理费 其他费用 售电单位税金 单位销售费用 售电单位财务费用 售电单位利润 销售利润 其他业务利润 投资收益 营业外支出 利润总额 元/千瓦时 元/千瓦时 元/千瓦时 元/千瓦时 元/千瓦时 元/千瓦时 元/千瓦时 元/千瓦时 元/千瓦时 元/千瓦时 元/千瓦时 元/千瓦时 万元 万元 万元 万元 万元 0.2167 0.0701 0.0006 0.0041 0.0119 0.0662 0.0095 0.0148 0.0004 0.0391 0.0936 12838 2 12840 0.3174 0.0898 0.0008 0.0044 0.0159 0.0893 0.0124 0.0249 0.0005 0.006 0.0739 0.0257 2289 5 464 -60 2698 -0.1007 -0.0197 -0.0002 -0.0003 -0.004 -0.0231 -0.0029 -0.0101 -0.0001 -0.006 -0.0348 0.0679 10549 -3 -464 50 10142 二、影响利润增减的因素分析
2000年上半年， 合营公司累计上网电量137133万千瓦时，实现销售收入42552万元,实现利润12840万元，与去年同期的2698万元相比，增加利润10142万元，具体分析如下：
1、增加利润的因素分析
①电量增加的影响。由于实际售电量比去年同期增加32071万千瓦时，增加经营利润825万元。
②燃料成本降低的影响。合营公司始终把降低燃料成本做为控制成本的头等大事，降低发电煤耗,加强生产管理，优化运行方式，开展小指标竞赛活动。每千瓦时的燃料单位成本为0.0701元，比去年同期累计下降0.0197元，节约成本2700万元，增加经营利润2697万元。
③折旧及大修理费用降低的影响。由于合营公司采取分类折旧等，使得每千瓦时的单位折旧及修理费比去年同期下降0.026元，节约成本3549万元，增加经营利润3549万元。
④财务费用降低的影响。受合营公司累计归还投资方融资123914万元及归还10000万元债券的影响，每千瓦时的单位财务费用比去年同期下降0.0348元，节约费用4780万元，增加经营利润4780万元。
⑤其他费用降低的影响。每千瓦时其他费用比去年同期降低0.0101元，节约成本1370万元，增加经营利润1370万元。
⑥工资及福利费用降低的影响。每千瓦时单位成本比去年同期降低0.004元，节约成本540万元，增加经营利润540万元。
⑦销售费用降低的影响。由于电力公司取消上网服务费，每千瓦时的销售费用比去年同期下降0.0060元，节余费用820万元，增加经营利润820万元。 ⑧水费、材料费用、销售税金及附加三项共增加经营利润80万元。
⑨1999年上半年营业外支出60万元，与今年相比增加经营利润60万元。 以上九项共增加经营利润14721万元。
2、减少利润的因素分析
① 售电单价降低的影响。由于去年七月中旬省电力公司调整电价，我公司上网电价度电下降1分钱，再加上竞价电价的影响，综合电价为0.3103元/千瓦时，减少经营利润4115万元。
② 投资收益的影响。今年上半年与去年同期相比减少经营利润464万元，主要是受1999年上半年累计投资收益464万元的影响，今年无投资收益。
以上二项减少经营利润4579万元。 三、利润敏感性分析
1、每增加发电量1000万千瓦时
★ 增加上网电量=1000*（1-厂用电率） =1000*（1-5.16%） =948.40（万千瓦时） ★ 增加收入=上网电量*不含税平均售电单价 =948.40*0.3872/1.17 =313.86（万元）
★ 增加变动成本=燃料成本+生产用水成本 ★ 燃料成本=发电量*发电煤耗*燃料平均单价 ★ 生产用水成本=发电量*耗水率*水平均单价 ★ 增加变动成本=1000*330*192.37+0.58 =64.25（万元）
★ 增加利润(边际利润)=售电收入-变动成本 =313.86-64.25=250（万元）
2、发电煤耗变动1克，而燃料成本未变动
★ 增加（减少）利润=1克/千瓦时*燃料平均 单
价*累计发电量
=192.37*144589=2781（万元）
3、 燃料平均价格变动1元，而发电煤耗未变动
★ 增加（减少）利润=1元/吨*发电煤耗*累计发电量
=1*331*144589=4786（万元）
四、月度盈亏平衡分析
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 项 目 折旧 大修费用 财务费用 燃料费 水费 材料 工资及福利 其他费用 税金附加 售电单价 ★保本发电量 ★保本售电量 单 位 万元 万元 万元 元/千瓦时 元/千瓦时 元/千瓦时 元/千瓦时 元/千瓦时 元/千瓦时 元/千瓦时 万千瓦时 万千瓦时 六月实际 1512 218 823 0.0694 0.0006 0.0041 0.0115 0.0151 0.0004 0.2986 13638 12920 七月预测 1516 218 827 0.0701 0.0006 0.0042 0.0121 0.0137 0.0004 0.3048 13308 12580 备注
★ 盈亏平衡点=固定成本/（单价-单位变动成本）
通过分析，七月份合营公司的保本发电量为13308万千瓦时，保本上网售电量为12580万千瓦时。若合营公司能完成计划电量24367万千瓦时（其中：竞价电量4000万千瓦时，含税售电电价为0.201元/千瓦时），则可以实现经营利润2107万元。
图四：97年-2000年1-6月累计销售收入、成本、利润示意
50000400003000020000100000-10000销售收入（万元）销售成本（万元）销售利润（万元）1997年24485.6313585.052301.891998年34700.9823792.61-634.861999年356822494726992000年425522429512840
第三部分 生 产 成 本 分 析 一、 成本构成情况分析 单位：万元、%
1998年上半年 项目 累计 燃料 水费 比重 累计 比重 累计 比重 1999年上半年 2000年上半年 8431.19 23.86 9431.48 28.79 9611.35 32.35 60.00 0.17 88.62 0.27 88.00 0.30 材料 工资及福利 折旧费 修理费 其他费用 销售费用 财务费用 税金及附加 合计 424.80 1136.03 1.20 461.98 1.41 550.00 1.85 3.21 1667.31 5.09 1631.90 5.49 10658.75 30.16 9378.15 28.62 9072.69 30.53 1480.38 1601.33 669.82 4.19 1302.52 3.98 1309.20 4.41 4.53 2616.73 7.99 2031.78 6.84 1.90 10823.87 30.63 7768.58 23.71 5359.22 18.04 49.54 35335.71 0.14 46.83 0.14 59.30 0.20 100 32762.20 100.00 2 9713.44 100.00 从上表可以看出：随着电量的增加，燃料、水费等变动成本所占比重逐步提高；财务费用随着还本付息力度的加大，所占比重由1999年上半年的30.63%下降到18.04%。
0.40.350.30.250.20.150.10.050单位收入（元）单位售电成本（元）单位售电利润（元）19970.33870.3277 0.0106 19980.35090.32510.025919990.33320.2720.078720000.31030.21670.0936二、电价、成本、利润关系分析
可以看出：电价从98年以来，由于省电力公司调整电价及竞价电价的影响是逐步降低的；单位售电成本大幅度降低的，主要是合营公司加强管理，节能降耗，加大还本，力控成本；单位售电利润逐年提高的。 三、成本完成情况表
2000年 项目名称 单位 六月 一、变动成本 其中：燃料 水费 二、固定成本 其中：材料 工资及福利 折旧费 修理费 其他费用 三、税金附加 四、财务费用 五、销售费用 售电成本合计 万元 万元 万元 万元 万元 万元 万元 万元 万元 万元 万元 万元 万元 1633 1619 14 2448 97 269 1512 218 352 10 823 0 4914 累计 9699 9611 88 14596 550 1632 9073 1309 2032 59 5359 0 29713 六月 1810 1795 15 2677 104 286 1565 217 505 10 1266 126 5889 累计 9520 9431 89 15427 462 1667 9378 1303 2617 47 7769 630 33393 六月 -177 -176 -1 -229 -7 -17 -53 1 -153 0 -443 -126 -975 累计 179 180 -1 -831 88 -35 -305 6 -585 12 -2410 -630 -3680 1999年 增减额 四、售电成本分析
自2000年1月1日至6月30日止，售电成本累计完成29713万元，比去年同期减少3680万元，其变化情况：
1、燃料费用：一至六月份燃料成本为9611万元，同口径与去年同期相比增加180万元，影响因素如下：
① 发电量比去年同期增加32458万千瓦时，增加燃料费用支出2811.03万元。 ② 发电煤耗较去年同期每千瓦时降低2克，节约标煤2891.78吨，降低燃料费用58.05万元。
③ 厂用电率比去年同期降低1.1%，多供电量1508.46万千瓦时，节约标煤5264.54吨，降低燃料费用105.67万元。
④ 综合标煤单价为200.73元/吨，比去年同期每吨降低51.53元，降低燃料费用2467.31万元。
2、自2000年1月1日至6月30日止，水费完成88万元，比去年同期减少1万元，主要因为发电耗水率比去年有所降低造成的。
3、 自2000年1月1日至6月30日止，材料费完成550万元，比去年同期增加88万元。材料费增长的主要原因是由于发电量比去年同期增加32458万千瓦时，导致发电用树脂、化学等运行用材料费用增加133万元。
4、自2000年1月1日至6月30日止，工资及福利费完成1632万元，比去年同期降低35万元，主要原因是去年上半年发电量为112131万千瓦时，实际计提工资1121.31万元，董事会奖励308万元计入上半年成本。
5、自2000年1月1日至6月30日止，折旧及修理费完成10382万元，比去年同期减少299万元，主要原因是合营公司采取分类折旧，使折旧费用比去年同期降低299万元。
6、自2000年1月1日至6月30日止，其他费用完成2032万元，比去年同期降低586万元，剔除99年度发生的低值易耗品268万元、绿化费370万元，实际上与去年基本持平。
7、自2000年1月1日至6月30日止，财务费用完成5359万元，比去年同期降低2410万元，主要原因是合营公司加大还本力度，长期借款降低及归还10000万元债券的影响。
8、自2000年1月1日至6月30日止，销售税金及附加完成59万元，比去年同期增加12万元，主要原因是实现增值税比去年同期有所增加。
第四部分 资 金 运 作 情 况
一、 借款变动情况
年初长期借款余额为 134638万元，债券余额为28200万元，分析如下：
年初余额 （万元） 134638 53620 30000 8023.50 42994.50 期末余额 （万元） 134638 53620 30000 8023.50 42994.50 项目 备注 长期借款 其中：建 贷 省 投 市 投 华 润 应付债券 合 计 二、还本情况
28200 172838 18200 162838 至2000年6月30日，合营公司还贷133913.50万元 （其中：省电力公司归还本公司配套工程款37359万元）， 分析如下：
投资方 合 计 开 投 省 投 市 投 华 润 债券
三、付息情况 投资方 九七年 付 息 额（万元） 九八年 九九年 二000 付息总计 （万元） 九七年 25000 23000 2000 还 款 额（万元） 九八年 28408 5000 7512 8500 7396 九九年 70505.5 18000 500 52005.5 二000 10000 10000 还款总计 （万元） 133913.5 28000 20512 11000 59401.5 10000 合 计 开 投 省 投 市 投 30467 10851 5769 1514 23752 6492 5480 1724 12794 4226 3087 657 4280 1723 947 253 71293 23292 15283 4148 华 润 12333 10056 4824 1357 28570
第五部分 竞价上网情况分析
1999年9月，江苏省计经委、物价局和电力局推出了部分发电企业离线期货竞价上网的运作规则，今后将逐渐走向全面化的线上现货上网竟价。该规则规定竞价电价由单位变动成本、税收及合理利润等因素构成。合营公司适时成立了竞价领导小组及工作小组，积极稳妥的参加了去年9-12月份的竞价。2000年1月，通过竞价中标4000万千瓦时，竞价电价为含税价0.162元/千瓦时；3-6月份，合营公司积极参加竞价且竞价电价稳步有所提高。现将竞价情况简要分析如下：
一、 2000年公司竞价发电情况表
单位：万千瓦时、元/千瓦时 月 份 全省竞投标最省中标省中标省中标公司投公司中公司中价额度 高限价 最高价 最低价 平均价 标电量 标电量 标电价 30000 0.356 0.240 0.150 0.201 8000 4000 0.162 1 3 4 5 6 40000 0.356 35000 0.356 40000 0.356 40000 0.356 185000 0.220 0.208 0.220 0.206 0.185 0.199 0.190 0.185 0.210 10000 4100 0.204 0.203 4000 8000 2900 2079 0.199 0.208 0.210 0.201 0.202 12000 5000 合计 0.356 0.218 0.183 0.204 42000 18079 0.194 合营公司今年上半年竞价中标电量为18079万千瓦时，平均竞价含税电价为0.194元/千瓦时，比省中标电量平均电价0.204元/千瓦时微低，竞价电量已获销售利润1334.55万元。具体获利情况如下图：
图五： 2000年月度竞价收入、成本、利润示意图
1000.00800.00600.00万元400.00200.000.001月竞价收入竞价成本竞价利润524.90348.44175.733月662.10331.41330.694月490.49240.72249.092000年5月353.77172.28181.006月813.79414.60398.04 二、主要竞价指标表
项目 发电量 单位 万千瓦时 六月 5000 4736.97 累计 18079 计算依据 售电量 万千瓦时 17150.66 一、售电收入 万元 813.79 2845.05 售电量*竞价电价/1.17 二、竞价成本 1、燃料 2、水费 3、工资及福利 4、其他费用 其中：工会经费 待业保险 住房公积金 劳保统筹 三、税金及附加 四、竞价利润 万元 万元 万元 万元 万元 万元 万元 万元 万元 万元 万元 414.60 1507.45 328.75 1196.45 售电量*燃料单位成本 2.85 57 26 1 1 15 8 1.15 10.87 206.10 94.01 3.62 3.62 54.24 32.53 3.97 售电量*水费单位成本 竞价电量*0.01*1.14 竞价电量*0.01*2% 竞价电量*0.01*2% 竞价电量*0.01*30% 竞价电量*0.01*18% 售电收入*0.14% 398.04 1334.55 0.0879 0.0778 竞价成本/售电量 竞价利润/售电量 五、竞价单位成本 元/千瓦时 0.0875 六、竞价单位利润 元/千瓦时 0.0840 三、有关分析及简评
通过分析，合营公司今年上半年竞价上网电量17150.66万千瓦时，单位竞价利润为0.0778元，增加经营利润1334.55万元。 今后合营公司应进一步加强竟价上网的组织领导，搞好竞价电量的动态成本分析；通过及时、全面了解国家法规、政策，认真学习，仔细分析、研究有关竞价文件，借鉴其他试点发电企业的成熟经验，做好准备工作，把握市场主动权；保证机组运行的安全可靠性，真正做到高峰迎得上，低谷降得下，以适应电网调度的要求，特别要防止事故停机，
失掉当月发电机会；要建立竞争情报体系，充分了解竞争对手情况，发挥本公司的有利条件，保证合营公司竞价上网的优势；目前公司要进一步强化、细化全面预算管理，完善成本核算网络，力控成本和费用支出。
第六部分 主要财务管理指标分析
一、 电价与单位成本
2000年上半年，我公司上网平均含税售电单价为0.3631元/千瓦时，与去年同期的0.3972元/千瓦时相比每千瓦时降低0.0341元，主要原因是省电力公司调整电价，合营公司电价下调1分钱。上半年平均单位燃料成本为0.0701元/千瓦时，与去年同期的0.0898元/千瓦时相比每千瓦时降低0.0197元，降低的主要原因一是标煤单价降低51.53元/吨。二是供电煤耗率降低7克/千瓦时。上半年平均单位成本为0.2167元/千瓦时，与去年同期的0.3174元/千瓦时相比每千瓦时降低0.1007元，降低的主要原因一是单位变动成本比去年降低0.0199元/千瓦时；二是本月固定成本总额比去年同期有所降低；上网电量比去年同期增加32071万千瓦时，单位固定成本降低0.0404元/千瓦时。具体构成如下：
单位上网电价构成表 序号 2000年6月累计 1999年6月累计 占售电价 占售电价 单位单价 单位单价 (0.3103) (0.3431)（元/千瓦时） （元/千瓦时） % % 0.0707 22.78 0.0906 26.40 项 目 ★ 变动费用 1 燃料费 2 水费 ★ 固定费用 3 材料 4 工资及福利 5 折旧费 6 修理费 7 其他费用 ★ 发电生产成本 8 财务费用 9 税金及附加 10 0.0701 0.0006 0.1065 0.0041 0.0119 0.0662 0.0095 0.0148 0.1772 0.0391 0.0004 22.59 0.19 34.32 1.32 3.83 21.33 3.06 4.78 57.10 12.60 0.13 0.0898 0.0008 0.1468 0.0044 0.0159 0.0893 0.0124 0.0249 0.2374 0.0739 0.0005 26.17 0.23 42.79 1.28 4.63 26.03 3.61 7.24 69.19 21.54 0.15 销售费用 0.0056 1.63 ★ 总成本费用 ★ 利润 0.2167 0.0936 69.83 30.17 0.3174 0.0257 92.51 7.49 合计 0.3103 100 0.3431 100 2000年1-6月累计电价构成示意图利润30%燃料23%材料1%工资4%其他费用修理费5%3%折旧费21%其他0%财务费用13%图表七：电价构成情况表
二、 主要财务比率指标分析
1、 资产负债率：合营公司上半年资产负债率为73%，比去年同期的82.24%降低9.24个百分点，主要原因是今年归还债券10000万元，累计还本情况较好，长期借款降低，公司经济效益较好，资产负债率的降低，减少了股东方和债权方的股权和贷款风险。
2、 流动比率：合营公司上半年流动比率完成168%，比去年同期的158%增长10个百分点，表明公司本月流动比率水平较为理想，一般认为电力生产企业合理的最低流动比率为2。
3、 利息保障倍数：合营公司上半年利息保障倍数为3.39，比去年同期的1.35倍增加2.04，表明今年累计经营所得是利息支出的3.39倍，与去年同期相比具有较好的盈利水平。
4、 存货周转率：合营公司上半年存货周转率完成4.65次，比去年同期的3.83次降低0.82次，表明公司存货占用资金与去年同期相比有所增加，但与同类型电厂相比，库存量相差较大，占用资金较大，经营压力增大，应加强存货管理和控制。
5、 股本收益率：合营公司上半年股本收益率完成28.02%，比去年同期的5.89%提高22.13个百分点，表明公司盈利水平高于去年同期，股本投资所带来的收益也远远高于去年同期水平。
第七部分 下半年经营成果预测
根据省电力公司全年电量计划及电量竞价情况，结合公司实际成本水平，对公司下半年生产经营有关情况预测如下：
单位：万元、万千瓦时 上半年 项 目 全年累计数 实绩 合计 基本电竞价电量 量 合计 基本电量 竞价电量 下半年预测 七月份预测 一、发电量 28000144581354109490 9 11 0 25921 24367 20367 4000 二、供电量 261181371312405 3 52 37139 24908 99583 24469 22905 19145 3760 三、销售收入 79691 42552 32956 4183 6982 6336 646 四、销售成本 49203 24295 22513 2395 4038 3700 338 1、变动成19707 9699 10008036 1973 1621 1354 267 本 其中；燃料 水费 2、固定成本 其中；材料 工资及福利费 折旧费 修理费 其他费用 五、税金及附加 8 19535 9611 9924 7967 1958 1607 1342 265 172 88 84 69 15 14 12 2 29496 14596 14900 14478 423 2417 2346 71 1108 550 558 558 95 95 3176 1632 1544 1248 295 278 232 46 18445 9073 9372 9372 1512 1512 2617 1309 1308 1308 218 218 4151 2032 2119 1992 127 314 289 25 111 59 52 46 6 10 8 2 六、财务费用 10282 5360 4922 4922 七、销售利润 20094 12838 7256 5475 八、其他利润 8 2 6 6 1782 827 2107 1 827 1801 1 306 九、营业外收支 100 100 100 0 十、利润总额 20002 12840 7162 5381 十一、所得税 1500 963 537 404 1782 134 1648 2108 158 1950 1802 135 1667 306 23 283 十二、净利润 18502 11877 6625 4977 预测有关说明： 1、
电量：省电力公司下达的年度发电基本电量计划2360000万千瓦时，
公司预测竞价电量44000万千瓦时；下半年电量为全年电量剔除公司上半年实绩144589万千瓦时（其中竞价电量18079万千瓦时）；
2、
售电收入：基本电量电价每千瓦时按含税0.3872元，竞价电量含税
电价每千瓦时按0.201元；
3、
燃料费：单位成本每千瓦时按0.08元，标煤单价为207.55元/吨，
发电煤耗率为331克/千瓦时，考虑到下半年燃油价格有所提高的因素影响；
4、
水费：按照每月14万元预测，考虑到生产用水、生活用水、水资源
费及冲污费用等；
5、 取；
6、 7、
折旧费：按分类折旧率计算；
大修理费：按固定资产原值的1%予提；
材料：考虑机组小修用料，材料单位成本按每千瓦时0.0060元预测；
工资及福利：工资按度电一分钱提取，福利费按工资总额的14%提
8、
9、 其他费用：按单位成本每千瓦时0.02元预测；
10、 税金附加：按销售收入的0.14%预测（税负14%）； 11、 财务费用：
134638*6.21%+5000*5.93%+18200*6.93%+10000*11%/2 =10282（万元）
下半年预算数：10282-5360=4922（万元）
12、 所得税：按全年实现利润总额的7.5%予缴。
结论 ： ①若全年完成发电量280000万千瓦时（其中竞价电量44000万千瓦时），可实现税前利润20002万元，净利润18502万元。
②若七月份完成发电量24367万千瓦时（其中竞价电量4000万千瓦时），可实现税前利润2108万元，净利润1950万元。
第八部分 存在的问题及改进措施
综合以上分析，合营公司上半年在生产经营方面比去年同期相比取得较大的成绩，但仍存在一些问题，应引起足够重视，在今后的工作中加以解决，主要包括：
1、
上半年全社会累计用电量454.58亿千瓦时，比去年同比增长
14.69%。根据上半年用电需求及用电增长走势来看，下半年我省将保持较高的增长幅度。公司应积极做好工作，争取较高的月度计划，超额完成年度计划，争取较高的竞价电量和较高的竞价电价。
2、
对资产的处置和有关材料物资的报废处理，应严格按照公司有关
规定，办理报批手续。目前公司急待出台《固定资产管理办法》。
3、
大力加强燃料管理，避免因煤质差影响安全运行事件。燃运部应
切实做好掺配煤工作，加强煤场管理，采取科学的堆煤、取煤方式和严格的作业流程，保证入炉煤质稳定并符合生产要求。燃料公司要把好煤炭入厂关，
防止劣质煤进厂；技术支持部应切实做好对煤炭管理工作的监督和协调，确保生产安全稳定。
4、
加强材料物资管理，制定库存定额，降低采购成本；根据公司各
方面的需要，结合MIS系统物资管理工作，真正作到每个部门及时了解物资储备数量、型号、地点，实行物资动态管理，以适应公司生产管理的需要。
5、
各部门做好分析预测工作，将有关电量、工程用款、成本费用开
支等情况及时反映，以利于公司搞好月度现金流量管理，提高资金使用效率。建议近期以通知形式将《月度现金流量管理办法》下发各部门执行，待完善后再以制度形式下达。
6、
财务管理部着重从日常的财务报表等会计信息资料对直属公司
进行指标考核和业务管理。目前急待落实直属公司的承包合同，以利进行期中指标考核工作。
7、
多经单位应严格控制管理费用支出，扩大经营收入，获得较大的
经营利润，保证投资者获得较大的投资收益。
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