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1、精选优质文档-倾情为你奉上2010年上半年经济活动分析会汇报材料经营策划部今年以来，经营策划部按照分公司“一二三”工作思路，始终把扭亏增盈、防控风险作为一切工作的出发点，特别是以集团公司调研为契机，认真组织实施“双增双节、盈利攻坚”行动计划，以统筹策划电量为抓手，全面推进部门各项工作。在各单位、各部门的大力支持下，探索“四经营”指标管理，追加基础电量计划13.6亿千瓦时，发电量实现“时间过半、任务过半”，利用小时超过全省统调火电平均水平，峰谷比系数位居省内八大主体第一名，为分公司深入开展“双增双节、盈利攻坚”和“决战六七八”奠定了坚实的基础。一、主要指标完成情况（一）分公司整体发电量实现“时间
2、过半、任务过半”。上半年，分公司发电量完成235.98亿千瓦时，同比增长65.08%，比省网平均（29.85%）高35.23个百分点，分别完成盈利攻坚活动标杆线（444亿千瓦时）和创造线（449.4亿千瓦时）目标的53.15%和52.51%。但三门峡发电、信阳发电、许昌禹龙、风电一期完成进度低于时间进度，未完成月度分解计划。上半年各单位发电量计划完成情况表单位名称实际值标杆线创造线实际/标杆线实际/创造线安阳发电50.20%49.58%安阳热电74.41%74.41%洛阳热电厂59.52%58.85%双源热电72.30%72.30%三门峡华阳60.55%60.29%三门峡发电46.00%45.
3、20%首阳山电厂62.30%61.29%信阳发电42.79%42.03%信阳华豫57.53%57.53%许昌龙岗58.80%58.80%许昌禹龙44.11%43.35%风电一期25245610586544.99%43.03%风电二期180018000.00%0.00%分公司合计53.15%52.51%（二）分公司整体利用小时高于全省统调火电平均，基础电量利用小时高于省内五大集团、八大主体平均。上半年，分公司火电机组发电利用小时完成2624小时，比全省统调火电平均水平（2595小时）高29小时，但比五大集团平均（2722小时）低98小时，比八大主体平均（2689小时）低65小时。上半年，分公司基
4、础电量利用小时完成2085小时，比五大集团平均（2080小时）高5小时，比八大主体平均（1901小时）高184小时。（三）分公司峰谷比系数省内排序第一。上半年，分公司峰谷比系数1.279，在省内五大集团、八大主体均排第一名，比全省平均水平（1.240）高0.039，多收入2670.48万元。（四）分公司各类电量结构同比明显改善。上半年，分公司平均上网电价389.11元/兆瓦时，同比升高14.51元/兆瓦时。其中：基数电量：189.07亿千瓦时，占85.19%，同比升高16.36个百分点；电价399.54元/兆瓦时，同比升高0.14元/兆瓦时。外送电量：7.48亿千瓦时，占3.37%，同比升高0
5、.97个百分点；电价336.18元/兆瓦时，同比升高19.79元/兆瓦时。代发电量：8.98亿千瓦时，占4.05%，同比降低7.45个百分点；电价370.12元/兆瓦时，同比升高23.02元/兆瓦时。优惠电量：16.41亿千瓦时，占7.39%，同比降低9.88个百分点；电价303.46元/兆瓦时，同比升高1.31元/兆瓦时。二、上半年主要工作回顾（一）以“双增双节、盈利攻坚”行动计划为抓手，努力提高经营策划水平。一是认真组织实施“双增双节、盈利攻坚”行动计划。按照“五确认、一兑现”方法的要求，组织编制了分公司和各单位 “双增双节、盈利攻坚”行动计划和目标分解表。为了避免出现“两张皮”现象，对行
6、动计划提出了与经济活动分析有机结合和闭环管理的要求。对部分单位开展“双增双节、盈利攻坚”活动进行了调研，促进了分公司本部与基层单位的沟通和工作的落实。“五确认、一兑现” 的方法逐步推广落地，各单位对行动计划奖惩进行了兑现。二是配合完成了集团公司对分公司的调研。4月26日-28日，集团公司对分公司和信阳华豫、信阳发电及许昌龙岗、许昌禹龙“双增双节、盈利攻坚”活动进行了调研。这是今年以来集团公司对分子公司的首次调研。调研组对分公司“双增双节、盈利攻坚”活动开展情况，特别是“四排四耗四经营”管理、经营周例会制度、电量计划争取、抵制低价电等工作给予了充分肯定。三是强化“四经营”管理工作。通过量化、序化
7、工作偏差，引导各单位对标挖潜、对标创造。按照“四排四耗四经营”管理思路的要求，把发电量、平均上网电价、峰谷比系数差值、入炉标煤单价等时时刻刻影响日常经营的关键指标纳入“五确认、一兑现”管理体系，每月通报指标得分及排序并纳入经济责任制考核。同时搭建了峰谷比系数值际平台，由分公司直接奖励到值（及值长），通报前五名和后五名的值（及值长），充分调动了一线员工的积极性、主动性和创造性。上半年分公司峰谷比系数在省内五大集团、八大主体均排第一名。与全省平均水平相比增加收入2670.48万元。其中，3-4月份洛阳热电厂五个运行值包揽了分公司前五名，分公司给予了特别奖励。四是建立了本部经济活动分析会议制度。从4
8、月份起，与集团公司接轨，每月组织召开本部经济活动分析会，会议确定重点措施并作会议纪要。付总亲自出席会议并按照“五确认、一兑现”的要求布置重点工作。本部经济活动分析会有利于深入查找问题，统筹制定有针对性措施，提高了分析的时效性和有效性。五是探索建立了分公司主要指标（事项）目标责任体系。明年集团公司将全面推行“全面责任管理、全员绩效考核”。按照“两全”的要求，探索并初步建立了发电量、燃料、能耗、利润等指标目标责任体系。（二）广泛收集市场信息，充分发挥各单位优势和特点，整体推进市场营销工作。一是年初针对分公司30万等级机组多的特点，积极与省发改委沟通，努力缩小30万与60万等级机组电量计划差距，由2
9、009年的300小时缩小到2010年的200小时；针对许昌禹龙脱硝和洛阳热电厂送出线路改造，各增加了100小时基础电量计划。此后与各单位共同努力，落实了信阳、许昌3台超超临界机组，三门峡华阳#2机组铭牌出力核定工作；增加基础电量计划8.62亿千瓦时，按上半年基础电量平均边际利润测算，可增加利润6268万元。落实了信阳发电、洛阳热电厂、双源热电利用中水各增加100小时基础电量计划（2.325亿千瓦时），可增加利润1764万元。落实了洛阳热电厂出线改造再增加100小时基础电量计划。截至目前，分公司基础电量利用小时4241小时，比发改委最初安排基础电量计划增加13.6亿千瓦时，增加利润约1亿元。二是
10、联合其他主体，努力营造良好的外部经营环境。通过各种渠道、各种方式联合省内其他发电主体，先后向省政府行文（五大集团关于理顺煤电价格机制保障发电企业基本生产经营的紧急报告，八大主体关于解决河南省大用户直购电结算问题的请示），共同抵制各种不合理电价政策。外送电价由2009年的315元/兆瓦时提高到2010年的330元/兆瓦时以上；从4月1日起省内“大用户直供电”电价从300元/兆瓦时调整至325元/兆瓦时。特别是国家要求取消对高耗能企业优惠电价以后，河南省于5月12日取消了省内“大用户直购电”。三是建立了经营周分析例会制度，统筹实时调度。每周一上午10:00召开周经营分析例会，经营部、财务部、安生部
11、和燃管中心参加，统筹电量计划、燃料、设备、资金等各要素之间的关系，比较系统地提出有针对性措施，并利用周一下午周视频例会平台，向基层各单位通报有关情况。四是未雨绸缪，预判形势，研究制定各厂电量策略。根据国家取消对高耗能企业优惠电价的要求，以及6月份以来出现的宏观经济下行风险，及时预判迎峰度夏及全年电量形势，并邀请电解铝企业和电网公司专家举行培训，并与各厂一起研究制定下半年电量策略。五是努力改善各等级机组电量结构。经豫南区域对标，发现4台超超临界机组负荷率偏低后，立即去网调协调解决；6月份派专人常驻华中网调。经过努力，4台超超临界机组负荷率明显提高，各等级机组电量结构初步改善。按批复电价和上半年煤
12、价等数据测算，信阳发电的边际利润比信阳华豫高29.42元/兆瓦时；许昌禹龙比许昌龙岗高11.60元/兆瓦时。上半年信阳发电（华豫）、许昌禹龙（龙岗）共发电97.74亿千瓦时，与一季度电量结构相比，由于电量结构改善增加利润625万元。（三）优化资源配置，为增强分公司整体竞争力，积极推进资本运营工作。一是推进安阳电厂、安阳发电合并事宜。分公司经营部、财务部、总经部等相关人员会同安阳电厂财务部等人员召开两次专题会，就合并事宜进行了充分讨论并形成了报告，正在取得投资方安阳钢铁公司的确认函。 二是研究制定关于收购陕西三愚综合物资转运站有关出资协议、公司章程及资产收购合同，大唐三愚集运有限责任公司得到集团
13、公司批复。三是跟踪集团公司对河南区域检修公司投资协议、公司章程的批复，根据集团公司在审批过程中反馈的意见，结合目前分公司各企业现状，讨论制定了新的出资方案。6月3日，集团公司已对新方案进行了批复，同时获得了大唐河南电力检修有限责任公司成立的批复。四是参加了脱硫特许经营工作小组工作，完成了特许经营申请和合同的讨论、审查工作。五是为实现大唐河南电力燃料有限公司由侧重于管理职能转变为具有实体经营功能的经营模式，研究增加大唐河南电力燃料有限公司注册资金的可行性并上报有关文件。（四）积极探索项目后评价，不断深化投资管理工作。一是完成了集团公司对运城项目、托电项目后评价的督导和对评价报告的审查；参与了集团
14、公司风电、水电项目后评价实施细则的讨论修改；开展了分公司基本建设项目投资管理考评工作；完成了集团公司投资管理分、子公司间的互查工作。二是积极探索并开展了分公司技改项目后评价工作。对三门峡1号炉引风机变频改造、首阳山燃烧器改造和信阳2号机组汽封改造等三个技改项目进行了经济效益专题后评价。为分公司技改项目后评价工作进行了有益的尝试。三是就三门峡风电二、三期股东方增资问题与集团公司沟通，最终实现了“一厂一制”的目标。对襄樊水电公司增加注册资本金意向进行了专题讨论，并形成了统一意见上报集团公司。四是以高度的责任感积极配合集团226项目推进，注重与三门峡风电公司的沟通，及时完成各项资料上报和现场调研的配
15、合工作，为集团公司新能源股份有限公司的成立作出了积极贡献。（五）以信息一体化项目建设为契机，积极推进分公司信息化建设。一是配合集团公司做好了一体化项目相关的软件平台及硬件平台的选型、招标工作，在分公司顺利完成了系统的软、硬件平台的搭建与测试，并在链路保障上提前完成了信息专网建设，实现了首阳山电厂、许昌龙岗、许昌禹龙6月23日系统上线试运行的目标。二是注重制度建设。，规范了计算机配置、使用和信息安全管理。（六）以基础工作建设为抓手，稳步推进多种经营工作。一是创办了多经信息简报，建立了多经企业间信息交流、资源共享、问题诊断平台，促进了系统内各多经企业间的交流和沟通，营造了赶、比、超的发展氛围。二是
16、开展了以加强关联交易日常管理和粉煤灰综合利用资源有偿使用为重点的规范性管理工作，实现了关联交易行为有登记、有监督、有备案，原态商品粉煤灰销售实现向主业缴费。三是注重以点带面促发展，积极引导多经企业对外创收。重点关注分公司多经企业中具有代表意义的首龙铝业扭亏经营工作和龙岗灰场综合利用示范项目建设，跟进扭亏过程和示范项目建设进度，积极引导综合利用企业占领外省市场，寻找发展突破。四是启动了以通勤车辆和职工食堂为代表的多经企业安全标准建设，实现有章可循，消除安全隐患。三、上半年存在的主要问题上半年，分公司发电利用小时超过全省统调火电平均，但与省内五大集团有一定差距，特别是60万千瓦等级机组差距明显。上
17、半年，分公司火电利用小时（2624小时）比省内五大集团平均水平（2722小时）低98小时，折合电量88053万千瓦时，按上半年平均边际利润测算，影响利润约6100万元。上半年，除风电外，未完成“双增双节、盈利攻坚”电量目标的三家单位分别为三门峡发电、许昌禹龙、信阳发电，均为60万千瓦等级机组。分公司60万千瓦等级机组发电利用小时2479小时，比省内八大主体同等级机组（2755小时）低276小时，少发电量10.6亿千瓦时，影响利润约6900万元；比省内五大集团同等级机组（2663小时）低184小时，少发电量7.1亿千瓦时，影响利润约4490万元。其中，三门峡发电、许昌禹龙、信阳发电在11个60万
18、等级电厂中分别排倒数第五、倒数第二和倒数第一。利用小时偏低原因分析：上半年，分公司平均停运容量144.72万千瓦（由于发电机线棒松动等原因，分公司60万千瓦等级机组进行了设备消缺治理），剔除检修（含信阳发电、许昌禹龙C级检修）以后的平均停运容量为67.96万千瓦。其中，由于设备原因平均停运容量为62.36万千瓦。按70%的负荷率测算，由于设备原因停机影响电量18.96亿千瓦时。此外，由于燃料原因平均停运容量为5.60万千瓦，影响电量1.70亿千瓦时。由于限负荷（设备缺陷、煤质差等）原因共影响2.5亿千瓦时。由于电网原因（送出线路舞动）影响电量1.08亿千瓦时。四、下半年电力市场形势分析国际金融
19、危机影响的严重性和经济复苏的曲折性都超出了预期。当前，宏观调控面临的“两难”问题增多，下半年经济下行风险加大。就分公司而言，主要面临以下机遇和挑战：机遇一：集团公司“三大工程”的建设。建设“绿色工程”，对经营工作而言，更加强调整体竞争力及发展质量和效益。针对长期严重亏损、高负债的困难企业，集团公司提出可以采用资本运营等手段研究制定三年脱困方案，拓展了经营工作空间。机遇二：电价政策执行环境改善。为确保实现“十一五”节能减排目标，国家要求严控高耗能、高排放行业过快增长，加大淘汰落后产能力度。要求取消对高耗能企业实行电价优惠，并开展全国电价大检查，有利于电价执行到位，提高实际结算电价水平。下半年外送
20、电等增量电量的执行电价将高于上半年。挑战一：全省用电量增速逐月回落。上半年全省各月用电量同比增速分别为42.30%、22.48%、32.78%、25.57%、23.95%和15.58%，从二季度起逐月回落，其中6月份环比回落8.37个百分点。受宏观调控、节能减排，以及同期基数“前低后高”的影响，下半年经济增速和全省用电量增速回调难以避免。特别是国家加大了对高耗能行业的控制，取消优惠电价后吨铝成本上升，6月份已有部分电解铝退槽停产，加上钢铁、冶金、化工等其他高耗能产业的减产，下半年用电形势不容乐观。挑战二：部分单位剩余电量计划较低。经过努力争取，分公司年度基础电量计划（4241小时）与五大集团（
21、4243小时）基本持平；但由于抵制低价电，总体电量计划（5077小时）比五大集团(5234小时)低157小时，需增加25亿千瓦时电量计划才能达到五大集团平均。下半年，分公司剩余电量计划220.46亿千瓦时，考虑机组检修等因素，平均负荷率仅有57.98%。其中，双源热电（33.48%）、许昌龙岗（40.08%）、三门峡华阳（41.34%）、安阳电厂（41.62%）、首阳山电厂（42.22%）、信阳华豫（43.00%）等单位预计负荷率较低。单位 容量 全年电量计划 1-6月份完成 下半年剩余电量 下半年预计负荷率 备注 安阳发电 6056.07%#10机A级检修 安阳电厂 609925841.62
22、%#1机C级检修#2机C级检修 三门峡华阳 608763741.34%#1机A级检修 三门峡发电 12066.72% 双源热电 40.55469833.48%#1机A级检修 洛阳热电 6063.95% 首阳山 10442.22%#1机C级检修#3机C级检修 许昌龙岗 7040.08%#2机C级检修 信阳华豫 6043.00%#2机C级检修 信阳发电 13274.98% 许昌禹龙 13278.14% 分公司 898.557.98% 挑战三：下半年省内新建机组集中投产，将对分公司部分机组发电和燃料供应造成一定冲击。2010年全省计划投产火电机组11台、560万千瓦，其中，漯河热电#1、2机组已投产
23、，剩余的9台、500万千瓦机组均在下半年投产。其中，国电荥阳电厂2台60万千瓦机组接入220KV电网，将对所在区域的首阳山电厂发电造成冲击。挑战四：今后一段时期，随着其他主体新机组的投产和小机组的关停，分公司平均单机容量排序趋势劣化。目前，分公司共有燃煤机组25台、898.5万千瓦，平均单机容量35.94万千瓦；省内五大集团共有机组53台、2033.5万千瓦，平均单机容量38.37万千瓦；省内八大主体共有机组84台、3013.5万千瓦，平均单机容量35.875万千瓦。年底前中电投有2台100万千瓦投产，投产后平均单机容量将达到44.06万千瓦；国电将有2台60万千瓦机组投产，投产后平均单机容量
24、将达到39万千瓦。挑战五：节能减排对脱硫运行提出了更高要求，将对脱硫电价、发电成本，以及电量造成一定影响。政府加大了对脱硫设施的监控，9月底将铅封脱硫系统旁路挡板，将对脱硫投入率、脱硫效率提出更高要求，从而对脱硫电价、脱硫成本造成影响，并且会间接影响电量和燃料成本。挑战六：两个细则（发电厂辅助服务管理实施细则和并网运行管理实施细则）的实施将对发电企业产生不可忽视的影响。今年8月1日至年底，两个细则将在河南电网模拟运行，随后即可能转入试运行。两个细则既有考核，也有补偿。其中，对达不到规定标准的基本辅助服务进行考核，主要包括一次调频、基本调峰、基本无功调节等；对有偿辅助服务进行补偿，主要包括AGC
25、、有偿调峰、启停调峰、旋转备用、有偿无功、黑启动等。两个细则对发电厂机组设备的状态和管理提出了新的要求，直接影响发电企业的效益，同时，也直接影响发电企业的形象和影响力。五、下半年重点措施针对存在的问题，面临的机遇和挑战，提出以下重点措施：（一）抓偏差、抓闭环，确保“双增双节、盈利攻坚”行动计划落实见效益。一是认真收集各单位、各部门对“四经营”指标管理在操作层面的意见和建议，修订管理办法，更好地引导各单位发现偏差和努力方向。二是按照“五确认、一兑现”方法的要求，进一步改进经济活动分析工作。对本部经济活动分析会布置的重点措施实行闭环管理，每次经济活动分析会要通报上次会议布置的重点措施的落实情况。同
26、时，做好“异常”和“超常”指标或事项的管理。对于“异常”指标或事项，要深入分析 “异常”背后的问题，指标“异常”的单位要向分公司“说清楚”；对于“超常”指标或事项，要认真总结经验，形成长效机制，并在分公司系统推广。三是借鉴集团公司做法，每月深入一家基层单位对“双增双节、盈利攻坚”行动计划进行调研，沟通了解情况，督促各单位落实行动计划，并做好有针对性的帮服。四是以编制2011年综合计划为抓手，确定较为科学合理的综合计划目标，为做好2011年工作打下良好的基础。（二）抓计划、抓实时，确保完成集团公司下达的444亿千瓦时的电量目标，力争发电利用小时超过在豫五大集团平均。一是争取7月底完成省发改委关于
27、分公司增加36小时基础利用小时对应的3.23亿千瓦时基础电量计划的批复；二是尽快拿到三门峡华阳、安阳发电机组增容对应的全年发电量计划2.46亿千瓦时基础电量；三是利用下半年30万千瓦等级机组可以参与外送的契机，争取价格较高的外送电量；四是积极争取林州热电与林丰铝电大用户直供电量计划，并完成分公司内部电量计划调整。五是每周对全省统调电厂发电量数据进行分析比较，及时了解和掌握其他发电集团及同区域其他电厂的发电情况，及时发现各单位电量进度偏差，随时指导、协助各单位电量营销共性问题和突出问题，着重解决个性问题。六是充分发挥驻网调人员的作用，全力提高大容量以及边际利润高的机组负荷率，争取分公司整体效益最
28、大化。七是以“两个细则”的模拟运行为契机，和相关部门一起做好发电调度的精细化管理。（三）战略思考、资本运营，研究制定并实施部分企业脱困方案。一是成立脱困工作领导小组，明确责任和工作机制，为脱困工作提供坚强的组织保障。二是制定时间表，立即推动脱困工作的开展。7月31日前：成立组织机构。困难企业成立相应的组织机构，并以文件形式报分公司。8月31日前：起草工作方案。困难企业要结合本企业实际，起草本企业破解困局工作方案（建议），并报分公司。9月15日前：实地调研。组织人员去基层企业调研，修改完善脱困工作方案（建议）。9月25日前：审核工作方案。经领导小组审核，形成分公司部分企业破解困局工作方案，并报集
29、团公司。（四）紧密跟踪、及时协调，确保电价大检查工作取得预期效果。紧密跟踪国家及河南省节能减排电价大检查及督查工作，随时掌握检查工作动态，及时协调所管理各单位迎检工作中出现的问题，确保不发生由于沟通不及时造成的不良影响事件；积极向有关部门反映电价执行过程中存在的问题，力争使低电价问题得以有效解决。（五）总结经验、强化应用，确保管理信息一体化项目在分公司系统顺利上线运行。下半年将在试点单位首阳山电厂、许昌龙岗、许昌禹龙成功上线的基础上，总结经验，做好分公司本部、燃料公司和其他单位系统上线推广工作，在统一度量衡、统一业务处理方案、统一流程及职责分工和统一信息平台的基础上，达到集中基础数据管理、集中
30、资源管理和集中系统部署，实现财务、设备、物资和燃料的横向一体化和分公司、电厂及电厂各部门组织层级的纵向一体化。2010年上半年经济活动分析会汇报材料财务与产权管理部上半年分公司财务工作紧紧围绕公司年度工作思路和重点工作，坚持科学理财观，以经济效益为中心，以“双增双节、盈利攻坚”活动及管理信息系统一体化建设为抓手，深化资金管理和预算管理，严格生产成本和基建成本控制，加强债务风险管理，切实降低资产负债率，努力防范财务风险，在分公司党组的正确领导下，预算管理、电热费回收、电价管理、保险管理、纳税管理、信息化建设、财务风险防控等各方面工作稳步推进，财务基础工作水平不断提高，财务管控能力和财会队伍建设得
31、到进一步加强。一、上半年生产经营完成情况（一）利润完成情况6月份分公司当月亏损8037万元，环比增亏7606万元，上半年累计亏损38690万元，比去年同期减亏39119万元，比进度预算增亏53690万元。与去年同期相比减亏39119万元的主要构成： 上网电量增加88.1亿千瓦时，增加利润94521万元； 上网电价升高14.51元/兆瓦时，增加利润27521万元； 标煤单价升高131.56元/吨，减少利润94471万元； 售电煤耗降低5.64克/千瓦时，增加利润8095万元； 财务费用升高，减少利润6674万元，增加的主要原因是新投产机组增加财务费用15493万元。与进度预算相比增亏53690万
32、元的主要构成： 上网电量增加14.92亿千瓦时，增加利润17956万元； 上网电价升高14.46元/兆瓦时，增加利润27427万元； 标煤单价升高161.66元/吨，减少利润万元； 固定成本减少，增加利润4322万元；各单位利润完成情况如下：单位：万元单位名称全年累计去年比去年与进度与确保值预算完成同期同期差额预算差额进度差额首阳山电厂77006361-2683904425111361三门峡华阳111006990-167186611440990三门峡发电15700-1963-1248110517-9813-5963许昌龙岗8000-808-72246416-4808-1908许昌禹龙33700
33、-5638-874-4764-22488-8638洛阳双源-5500-3343-79134570-593257洛阳热电-11200-5000-104025402600500安阳电厂-11700-6161-5978-183-311-161安阳发电-7900-10419-10566147-6469-4419信阳华豫-12700-11290-151233833-4940-3440信阳发电19900-7085-912-6173-17035-9085三门峡风电260-12-432421-142-212上半年在役运营的12家单位中，盈利单位2家，亏损单位10家，亏损面达到83.33%。与年度预算相比，首阳
34、山电厂、三门峡华阳和洛阳热电完成了时间进度预算，许昌禹龙、信阳发电和三门峡发电与进度预算差异巨大；与“双增双节、盈利攻坚”活动确保值相比，首阳山电厂、三门峡华阳、洛阳双源和洛阳热电完成了进度预算，信阳发电、许昌禹龙、三门峡发电与进度预算差异巨大。集团公司亏损额超过亿元的10家单位中分公司有两家，分别是信阳华豫亏损1.13亿元、安阳发电亏损1.04亿元；分公司亏损额超过5000万元的有6家，占分公司在役运营单位的50%。上半年分公司新投产机组全部亏损，亏损额达到12722万元，占分公司火电亏损额的33.17%，60万千瓦等级机组全面亏损，共计亏损14685万元，占火电亏损额的38.29%。（二）
35、边际利润完成情况上半年分公司边际利润完成80.68元/兆瓦时，低于集团公司平均水平41.23元/兆瓦时，在集团公司17家分、子公司排序倒数第一，较去年同期降低26.86元/兆瓦时，降幅位于集团公司第六名。各单位边际利润情况如下：单位：元/兆瓦时单位名称全年本年累去年比去年与预算计完成同期同期差额预算比洛阳双源140.34118.67133.71-15.04-21.67三门峡华阳132.60112.15108.523.63-20.45三门峡发电129.9997.32116.68-19.36-32.67洛阳热电123.8091.84111.78-19.94-31.95首阳山电厂114.9391.0
36、4115.45-24.41-23.88分公司122.5580.68107.54-26.86-41.87许昌龙岗131.4673.09132.49-59.40-58.37许昌禹龙131.5271.28133.97-62.70-60.24信阳发电110.3966.3189.66-23.35-44.09安阳热电111.7560.1667.50-7.35-51.60安阳发电109.4152.7075.00-22.30-56.70信阳华豫104.7349.4893.92-44.44-55.25与预算相比，许昌禹龙、许昌龙岗、安阳发电、信阳华豫、信阳发电和安阳电厂的边际利润与预算差值较大，同比降幅较大的是
37、许昌两家和信阳华豫。（三）收入、上网电价完成情况1、销售收入完成情况上半年电热收入完成万元，完成年度预算的55.78%，比进度预算增加77785万元，比去年同期增加万元，主要是由于电量、电价、热量、热价升高影响。各单位电热收入完成情况如下：单位：万元单位名称全年本年累去年比去年预算预算计完成同期同期完成率安阳电厂8033461143422561888776.11%洛阳双源6761849866391021076473.75%首阳山电厂97337584233891367.66%三门峡华阳8712456395397811661464.73%洛阳热电7854550150369491320163.85%
38、许昌龙岗991265968751471821660.21%信阳华豫7875546997320921490559.68%分公司55.78%安阳发电735003727733174410450.72%三门峡发电93303755831772046.67%许昌禹龙19409844945.78%信阳发电96492264477004545.11%三门峡风电299112391361-12341.41%电热收入完成率低于分公司平均水平的有安阳发电、三门峡发电、许昌禹龙、信阳发电和三门峡风电。2、电价完成情况上半年累计综合上网电价完成389.11元/兆瓦时，同比升高14.51元/兆瓦时，升高的主要原因是今年低价电
39、电量比重减少。各单位电价完成情况如下：单位：元/兆瓦时单位名称全年本年累去年比去年预算预算计完成同期同期完成率%洛阳双源408.12446.61405.1741.44109.43%三门峡华阳394.16415.79377.9237.87105.49%信阳发电363.28382.57348.1634.41105.31%首阳山电厂376.37395.15374.5920.56104.99%信阳华豫381.16397.71385.5412.17104.34%分公司374.65389.11374.614.51103.86%许昌禹龙365.74375.63372.043.59102.70%许昌龙岗382
40、.15390.54386.024.52102.19%洛阳热电375.09382.76370.2112.55102.05%安阳发电383.22388.35374.3314.02101.34%安阳电厂376.97380.37353.926.47100.90%三门峡发电367.55370.61370.78-0.17100.83%与预算相比，电价完成率低于分公司平均水平的有：许昌禹龙、许昌龙岗、洛阳热电、安阳发电、安阳电厂和三门峡发电。3、结算电量结构情况上半年结算电量221.95亿千瓦时。其中：（1）基数电量189.07亿千瓦时，占85.19%，比去年升高了16.36个百分点；基数电价完成399.5
41、4元/兆瓦时（含税，下同），比去年升高0.14元/兆瓦时。（2）跨区送电7.48亿千瓦时，占3.37%，比去年升高0.97个百分点；电价为336.18元/兆瓦时，比去年升高19.79元/兆瓦时。（3）代发电量8.98亿千瓦时，占4.05%，比去年降低7.45个百分点；电价为370.12元/兆瓦时，比去年升高23.02元/兆瓦时。(4)大用户等优惠电量16.41亿千瓦时，占7.39%，比去年降低9.88个百分点；电价完成303.46元/兆瓦时，比去年升高1.31元/兆瓦时。（四）成本费用、煤价完成情况上半年电热总成本完成73.88亿元，完成年度预算的61.69%，高于收入的完成比例5.91个百分
42、点，其中，燃料成本完成年度预算的68.29%，高于发电量完成比例14.7个百分点。上半年分公司标煤单价完成780.66元/吨，同比上升了131.56元/吨，增长20.27%，较2009年全年上涨了136.97元/吨，较2009年底上涨了40.31元/吨。各单位入炉综合标煤单价完成情况如下：单位：元/吨单位名称全年本年累去年比去年比全年预算计完成同期同期差额预算许昌禹龙599.02814.96582.39232.57215.94许昌龙岗599.05808.17613.86194.31209.12信阳发电661.06858.58670.64187.94197.52信阳华豫661.09870.157
43、11.59158.56209.06分公司619780.66649.1131.56161.66首阳山电厂601.3719.46592.8126.66118.16洛阳双源600.15753.06634.59118.47152.91安阳发电643.13823.77712.48111.29180.64洛阳热电600.23729.33619.2110.13129.1安阳电厂643.52822.14719.15102.99178.62三门峡华阳600.54715.9637.6878.22115.36三门峡发电599.7707.32643.3363.99107.62与去年同期相比、与年度预算相比，上涨幅度超过分公司平均水平的单位有：许昌两厂和信阳两厂。各单位可控费用完成情况如下：单位：万元单位名称全年本年累去年比去年预算预算计完成同期同期差额完成率%三门峡风电143100811970.16%三门峡发电42912347188845954.69%三门峡华阳30321570141915151.79%安阳电厂40342080181426651.57%洛阳双源356918301977-14651.28%许昌龙岗269513391499-16149.66%首阳山电厂52072532202350948.63%安阳发电3142150214228047.79%信阳华豫264612261166604