徐州华润电力有限公司生产经营财务分析报告

徐州华润电力有限公司生产经营财务分析报告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项目单位年计划实际数去年同期数本月累计本月累计发电量万千瓦时2800002464314458922341112131供电量万千瓦时2637602333813713321086105062厂用电率%5.85.265.165.626.25发电最高负荷千瓦--607000612000600000611000发电标准煤量吨9268008121847881174462373862发电标准煤耗克/千瓦时331330331333333供电标准煤耗克/千瓦时349348349353356发电用原煤量吨11768009826059799892609478444发电用燃油量吨180081596178541标煤单价元/吨233.04199.38200.73241.06252.26发电燃料费万元215981619.329611.3517959431实现增值税万元1116597959319704683销售收入万元79741697042552715835682销售成本万元558944081.1924295448724947财务费用万元10282823.34535912677769利润总额万元134612055.911284015762699三、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020000400006000080000100000120000140000160000万千瓦时发电量76478100530112131144589上网电量72567.4942731050621371339798992000③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。02468厂用电率（%）厂用电率（%）6.696.236.255.161997年1998年1999年2000年图三：华润电力97年-2000年1-6月累计煤耗率比较示意图⑤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月累计去年同期累计增减额337335333331362358356348300320340360380煤耗率（克/千瓦时）发电煤耗（克）337335333331供电煤耗（克）3623583563481997年1998年1999年2000年售电量万千瓦时13713310506232071售电单价元/千瓦时0.31030.3395-0.0292售电单位成本元/千瓦时0.21670.3174-0.1007其中：燃料元/千瓦时0.07010.0898-0.0197水费元/千瓦时0.00060.0008-0.0002材料元/千瓦时0.00410.0044-0.0003工资及福利元/千瓦时0.01190.0159-0.004折旧元/千瓦时0.06620.0893-0.0231大修理费元/千瓦时0.00950.0124-0.0029其他费用元/千瓦时0.01480.0249-0.0101售电单位税金元/千瓦时0.00040.0005-0.0001单位销售费用元/千瓦0.006-0.006时售电单位财务费用元/千瓦时0.03910.0739-0.0348售电单位利润元/千瓦时0.09360.02570.0679销售利润万元12838228910549其他业务利润万元25-3投资收益万元464-464营业外支出万元-6050利润总额万元12840269810142二、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项目单位六月实际七月预测备注1折旧万元151215162大修费用万元2182183财务费用万元8238274燃料费元/千瓦时0.06940.07015水费元/千瓦时0.00060.00066材料元/千瓦时0.00410.00427工资及福利元/千瓦时0.01150.01218其他费用元/千瓦时0.01510.01379税金附加元/千瓦时0.00040.000410售电单价元/千瓦时0.29860.304811★保本发电量万千瓦时136381330812★保本售电量万千瓦时1292012580★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、利润示意第三部分生产成本分析一、成本构成情况分析单位：万元、%项目1998年上半年1999年上半年2000年上半年累计比重累计比重累计比重燃料8431.1923.869431.4828.799611.3532.35水费60.000.1788.620.2788.000.30材料424.801.20461.981.41550.001.85工资及福利1136.033.211667.315.091631.905.49折旧费10658.