电力公司上半年经济活动分析报告
发布时间：2023-01-18 10:06:52
同志们：
现在，我向大会报告集团公司上半年经济活动情况。
一、公司系统在集团公司党组的正确领导下，真抓实干，克服困难，实现了“时间过半、任务过半”的目标
上半年集团公司经济运行主要呈现以下特征：
（一）电力生产和基建安全形势总体良好。
上半年，未发生电力生产、基建人身死亡事故和群伤事故，未发生特别重大事故，未发生责任性重大设备事故，未发生垮坝和水淹厂房事故，未发生重大火灾事故。发生发电生产人身重伤事故1次，同比增加1次；发生一般设备事故2次，同比减少7次；发生设备一类障碍77次，同比减少48次；发生非计划停运108次，同比减少135次。
（二）在电力供应紧张形势下，充分挖掘现有机组潜力，克服煤炭供需矛盾突出和南方来水偏枯等不利因素影响，发电量和售电量保持稳步增长。
上半年，集团公司发电量亿千瓦时，同比增长%，完成全年计划的%。其中：火电亿千瓦时，占总发电量的%，同比增长%；水电亿千瓦时，占总发电量的%，同比增长%。
从区域来看，华北地区的发电量占集团公司总发电量的%，同比增长%；东北地区占%，同比增长%；华东地区占%，同比增长%；华中地区占%，同比降低%；西北地区占%，同比增长%。
火电机组利用小时进一步提高。上半年火电设备平均利用小时达3167小时，同比增加130小时。比全国火电设备平均利用小时高出207小时。
水电来水呈现“北丰南枯”态势。福建、江西、湖南由于降水量少，来水相对偏枯，发电量均有所下降。福建减少亿千瓦时，同比降低%；江西减少亿千瓦时，同比降低%；湖南减少亿千瓦时，同比降低%。西北地区的青海、甘肃、宁夏来水较好，发电量增加亿千瓦时，同比增长%。
新投产机组对发电量增长贡献较大。新投产机组发电量亿千瓦时，占发电量增量的%，为缓解电力供需矛盾和发电量稳步增长发挥了积极作用。
上半年，售电量增长速度高于发电量增长。集团公司售电量亿千瓦时，同比增长%。其中：火电亿千瓦时，水电亿千瓦时。
（三）供电煤耗和综合厂用电率均有下降，节能降耗工作取得成效。
上半年，集团公司综合厂用电率%，同比下降个百分点。其中：火电%，同比下降个百分点；水电%，同比下降个百分点。
上半年，集团公司供电煤耗克/千瓦时，同比下降克/千瓦时。
（四）销售收入增长幅度高于电量增长。售电量的增加和火电售电单价的提高推动了电力收入的增长。
上半年，集团公司实现销售收入亿元，同比增长%，与预算执行进度基本同步。其中：电力销售收入亿元，占总销售收入的%，同比增长%；热力销售收入亿元，占总销售收入的%，同比增长%。
电力收入中，火电亿元，占电力收入的%，同比增长%；水电亿元，占电力收入的%，同比增长%。电力收入增加中，七成来自于电量增长，三成来自于电价提高。
上半年，平均售电价格元/千千瓦时，同比提高元/千千瓦时。其中：火电受7厘钱调价和电价矛盾疏导作用影响，售电均价同比提高元/千千瓦时。水电因价格相对较低的黄河上游电量比例升高，售电均价同比下降元/千千瓦时。 《1》《2》《3》《4》《5》《6》《7》
上半年，全资、控股公司电力收入增长速度高于内部核算电厂收入增长。全资、控股公司电力收入同比增长%，内部核算电厂电力收入同比增长%。
（五）固定成本得到有效控制，但因电煤价格不断攀升，总成本未能控制在预算执行进度之内，成本增长远高于收入增长。
上半年，集团公司销售总成本亿元，为年度预算的%，同比上升%，高于收入增长个百分点。其中：电力产品销售成本亿元，占销售总成本的%，同比上升%；热力产品销售成本亿元，占销售总成本的%，同比上升%。
电力成本中，火电成本亿元，占电力成本的%，同比上升%；水电亿元，占电力成本的%，同比上升%。
从电力成本构成来看，燃料成本占电力成本%，同比上升个百分点；水费及固定成本占电力成本比例相应下降。燃料成本预算执行进度%，其他成本项目均控制在50%以内。
燃料成本增加是推动成本上升的最主要原因。上半年，电力燃料成本同比增加亿元，上升%；其中：因煤炭价格大幅度上涨，增加燃料成本亿元。火电售电单位燃料成本同比上升元/千千瓦时。电价政策性调整难以平衡煤价的上涨。
从单位看，内部核算电厂成本控制总体好于独立发电公司。上半年，内部核算电厂成本同比上升%，全资、控股公司成本同比上升%。
（六）在电力利润下降、热力增亏的情况下，由于财务费用大幅下降、营业外支出减少，保持了利润的基本稳定。
上半年，集团公司实现利润亿元，同比减少亿元，下降%，其中：电力产品利润同比下降%；热力亏损亿元，同比增亏43%。
从利润形成结构来看,财务费用大幅降低和营业外支出减少是保持上半年利润基本稳定的主要原因。通过优化债务结构，降低资金成本，规避汇率风险，财务费用同比减少亿元。营业外支出同比减少亿元。
从各单位利润完成情况来看，上半年内部核算电厂实现利润总体略有增长，全资及控股公司实现利润同比下降%。累计亏损单位20家，减少1家。亏损单位的亏损额由上年同期的亿元，下降到亿元，减亏亿元。
上半年财务状况保持稳定。合并资产总额亿元，同比增长%；负债总额亿元，同比增长%；所有者权益亿元，同比增长%。资产负债率%，同比升高个百分点。
（七）固定资产投资按计划实施，发展布局和结构调整取得明显成效，前期项目规模初步满足集团公司持续发展需要。
上半年，固定资产投资亿元，完成年计划的%。实际到位资金亿元，其中：资本金亿元，银行贷款亿元，企业债券亿元，利用外资亿元，其它资金亿元。
上年结转建设规模万千瓦。上半年新开工大连泰山等两个热电项目共万千瓦。投产碗米坡1＃和2＃水电机组、白鹤二期1＃机组、通辽六期5＃和6＃供热机组，共万千瓦。到6月底，在建规模共万千瓦，其中：水电占%，火电占%；大中型基本建设规模占%，“以大代小”技改规模占%。
目前，开展前期工作的项目共73项万千瓦。其中：已上报开工报告万千瓦，已批可研报告300万千瓦，已批项目建议书万千瓦，已上报可研报告待批万千瓦，已上报项目建议书待批2149万千瓦，正在开展初可和规划的万千瓦。
现在，我向大会报告集团公司上半年经济活动情况。
一、公司系统在集团公司党组的正确领导下，真抓实干，克服困难，实现了“时间过半、任务过半”的目标
上半年集团公司经济运行主要呈现以下特征：
（一）电力生产和基建安全形势总体良好。
上半年，未发生电力生产、基建人身死亡事故和群伤事故，未发生特别重大事故，未发生责任性重大设备事故，未发生垮坝和水淹厂房事故，未发生重大火灾事故。发生发电生产人身重伤事故1次，同比增加1次；发生一般设备事故2次，同比减少7次；发生设备一类障碍77次，同比减少48次；发生非计划停运108次，同比减少135次。
（二）在电力供应紧张形势下，充分挖掘现有机组潜力，克服煤炭供需矛盾突出和南方来水偏枯等不利因素影响，发电量和售电量保持稳步增长。
上半年，集团公司发电量亿千瓦时，同比增长%，完成全年计划的%。其中：火电亿千瓦时，占总发电量的%，同比增长%；水电亿千瓦时，占总发电量的%，同比增长%。
从区域来看，华北地区的发电量占集团公司总发电量的%，同比增长%；东北地区占%，同比增长%；华东地区占%，同比增长%；华中地区占%，同比降低%；西北地区占%，同比增长%。
火电机组利用小时进一步提高。上半年火电设备平均利用小时达3167小时，同比增加130小时。比全国火电设备平均利用小时高出207小时。
水电来水呈现“北丰南枯”态势。福建、江西、湖南由于降水量少，来水相对偏枯，发电量均有所下降。福建减少亿千瓦时，同比降低%；江西减少亿千瓦时，同比降低%；湖南减少亿千瓦时，同比降低%。西北地区的青海、甘肃、宁夏来水较好，发电量增加亿千瓦时，同比增长%。
新投产机组对发电量增长贡献较大。新投产机组发电量亿千瓦时，占发电量增量的%，为缓解电力供需矛盾和发电量稳步增长发挥了积极作用。
上半年，售电量增长速度高于发电量增长。集团公司售电量亿千瓦时，同比增长%。其中：火电亿千瓦时，水电亿千瓦时。
（三）供电煤耗和综合厂用电率均有下降，节能降耗工作取得成效。
上半年，集团公司综合厂用电率%，同比下降个百分点。其中：火电%，同比下降个百分点；水电%，同比下降个百分点。
上半年，集团公司供电煤耗克/千瓦时，同比下降克/千瓦时。
（四）销售收入增长幅度高于电量增长。售电量的增加和火电售电单价的提高推动了电力收入的增长。
上半年，集团公司实现销售收入亿元，同比增长%，与预算执行进度基本同步。其中：电力销售收入亿元，占总销售收入的%，同比增长%；热力销售收入亿元，占总销售收入的%，同比增长%。
电力收入中，火电亿元，占电力收入的%，同比增长%；水电亿元，占电力收入的%，同比增长%。电力收入增加中，七成来自于电量增长，三成来自于电价提高。
上半年，平均售电价格元/千千瓦时，同比提高元/千千瓦时。其中：火电受7厘钱调价和电价矛盾疏导作用影响，售电均价同比提高元/千千瓦时。水电因价格相对较低的黄河上游电量比例升高，售电均价同比下降元/千千瓦时。 《1》《2》《3》《4》《5》《6》《7》
上半年，全资、控股公司电力收入增长速度高于内部核算电厂收入增长。全资、控股公司电力收入同比增长%，内部核算电厂电力收入同比增长%。
（五）固定成本得到有效控制，但因电煤价格不断攀升，总成本未能控制在预算执行进度之内，成本增长远高于收入增长。
上半年，集团公司销售总成本亿元，为年度预算的%，同比上升%，高于收入增长个百分点。其中：电力产品销售成本亿元，占销售总成本的%，同比上升%；热力产品销售成本亿元，占销售总成本的%，同比上升%。
电力成本中，火电成本亿元，占电力成本的%，同比上升%；水电亿元，占电力成本的%，同比上升%。
从电力成本构成来看，燃料成本占电力成本%，同比上升个百分点；水费及固定成本占电力成本比例相应下降。燃料成本预算执行进度%，其他成本项目均控制在50%以内。
燃料成本增加是推动成本上升的最主要原因。上半年，电力燃料成本同比增加亿元，上升%；其中：因煤炭价格大幅度上涨，增加燃料成本亿元。火电售电单位燃料成本同比上升元/千千瓦时。电价政策性调整难以平衡煤价的上涨。
从单位看，内部核算电厂成本控制总体好于独立发电公司。上半年，内部核算电厂成本同比上升%，全资、控股公司成本同比上升%。
（六）在电力利润下降、热力增亏的情况下，由于财务费用大幅下降、营业外支出减少，保持了利润的基本稳定。
上半年，集团公司实现利润亿元，同比减少亿元，下降%，其中：电力产品利润同比下降%；热力亏损亿元，同比增亏43%。
从利润形成结构来看,财务费用大幅降低和营业外支出减少是保持上半年利润基本稳定的主要原因。通过优化债务结构，降低资金成本，规避汇率风险，财务费用同比减少亿元。营业外支出同比减少亿元。
从各单位利润完成情况来看，上半年内部核算电厂实现利润总体略有增长，全资及控股公司实现利润同比下降%。累计亏损单位20家，减少1家。亏损单位的亏损额由上年同期的亿元，下降到亿元，减亏亿元。
上半年财务状况保持稳定。合并资产总额亿元，同比增长%；负债总额亿元，同比增长%；所有者权益亿元，同比增长%。资产负债率%，同比升高个百分点。
（七）固定资产投资按计划实施，发展布局和结构调整取得明显成效，前期项目规模初步满足集团公司持续发展需要。
上半年，固定资产投资亿元，完成年计划的%。实际到位资金亿元，其中：资本金亿元，银行贷款亿元，企业债券亿元，利用外资亿元，其它资金亿元。
上年结转建设规模万千瓦。上半年新开工大连泰山等两个热电项目共万千瓦。投产碗米坡1＃和2＃水电机组、白鹤二期1＃机组、通辽六期5＃和6＃供热机组，共万千瓦。到6月底，在建规模共万千瓦，其中：水电占%，火电占%；大中型基本建设规模占%，“以大代小”技改规模占%。
目前，开展前期工作的项目共73项万千瓦。其中：已上报开工报告万千瓦，已批可研报告300万千瓦，已批项目建议书万千瓦，已上报可研报告待批万千瓦，已上报项目建议书待批2149万千瓦，正在开展初可和规划的万千瓦。