1、淮滬煤電有限公司田集發(fā)電廠,2009年1-3季度生產(chǎn)經(jīng)營情況分析,一、綜述,1、截止9月底售電收入：162891萬元。 其中：計劃電量459040億千瓦時，計劃外電量12438億千 瓦時。 計劃電量電價408元/千瓦時，計劃外電量平均電價227.3 元/千瓦時。 2、生產(chǎn)總成本：128609萬元。 其中：變動成本95780萬元，固定成本32829萬元。 3、模擬利潤：15515萬元。,二、部分主要生產(chǎn)經(jīng)營指標(biāo)完成情況,1、生產(chǎn)指標(biāo)完成情況,二、部分主要生產(chǎn)經(jīng)營指標(biāo)完成情況,2、經(jīng)營指標(biāo)完成情況,二、部分主要生產(chǎn)經(jīng)營指標(biāo)完成情況,三、預(yù)算分析,1、發(fā)電量,三、預(yù)算分析,2、成本分析,三、預(yù)算分析

2、,3、模擬利潤分析,四、簡要分析,1、 發(fā)電量：1-9月份，全廠發(fā)電量49.6981億千瓦時，完成年 度預(yù)算的72.66%。落后時間進(jìn)度2.14個百分點(diǎn)，同比減少發(fā)電 量4.542億kWh，降幅為8.37%。主要原因：一是1-9月份運(yùn)行平均負(fù)荷同比下降3.57MW，同比減少電量0.3818億kWh。二是2-3月份#1機(jī)組A級檢修停運(yùn)1216.17小時，同比減少電量4.681億kWh；三是1-9月份全廠機(jī)組合計停備1188.13小時，同比減少159.35小時，同比發(fā)電量增加0.746億kWh。,四、簡要分析,2.利潤總額:截止9月底共計完成15515萬元，比預(yù)算同期數(shù)減少 900萬元。 主要原因

3、是: (1）銷售收入：1-9月份實(shí)際售電收入比預(yù)算數(shù)增加910萬元。 基數(shù)電量與預(yù)算差異：1-9月份,實(shí)際基數(shù)電量完成452224 萬千瓦時,比同期預(yù)算減少3192萬千瓦小時,直接減少收入約1113萬元。 計劃外電量與預(yù)算電量差異：1-9月份預(yù)算中計劃外電量為2430萬千瓦時，而實(shí)際計劃外售電量為12438萬千瓦時，較預(yù)算增加10008萬千瓦時,增加收入2023萬元。,四、簡要分析,3.主營業(yè)務(wù)成本： 1-9月份共發(fā)生成本費(fèi)用128608萬元，比預(yù) 算增加1801萬元。其中： （一）變動成本比同期預(yù)算增加1688萬元，分析如下： 燃料費(fèi)：1-9月份較預(yù)算增加1674萬元，其主要原因: 發(fā)電量較

4、預(yù)算增加5981萬千瓦時, 多耗標(biāo)煤17629噸，增加 燃料成本1144萬元； 標(biāo)煤單價較預(yù)算649.16元/噸,高2.05元/噸,增加燃料成本300萬元。 發(fā)電煤耗較預(yù)算增加0.71克/千瓦時，增加燃料成本229萬元。,四、簡要分析,（二）固定成本：1-9月份固定成本比預(yù)算同期增加113萬元。其中： 修理費(fèi)共發(fā)生4665.69萬元比同期預(yù)算減少138萬元；與去年同期相比增加3697萬元，變化原因分析由于今年增加了#1機(jī)A修，共計發(fā)生費(fèi)用3418.34萬元，而去年同期沒有發(fā)生A修費(fèi)用，使修理費(fèi)增加3418.34萬元。 其他費(fèi)用比預(yù)算同期增加725萬元，與去年同期相比下降978萬元 材料費(fèi)1-9

5、月份累計支出為1715.94萬元，比同期預(yù)算減少191萬 元；與去年同期材料1546.81萬元相比，增加169.13萬元。 應(yīng)付職工薪酬比同期預(yù)算節(jié)約270萬元；1-9月份職工薪酬486.71萬元，同比2359.56萬元，增加127.15萬元。 折舊費(fèi)17536.83萬元與預(yù)算同期相比增加2萬元；1-9月份，與去年同期相比增加2261.60萬元。 購電費(fèi)比預(yù)算同期減少15萬元。,田集電廠全年預(yù)算實(shí)現(xiàn)利潤23017萬元，1至3季度實(shí)現(xiàn)利潤15514萬元，完成年度預(yù)算的67.40，其主要影響因素有：,1、經(jīng)營環(huán)境 2、主要利潤指標(biāo)變動,五、4季度利潤預(yù)測表,六、存在問題及對策,問題1 ：1-9月實(shí)

6、際完成發(fā)電量為49.6981億千瓦時，占全年預(yù) 算數(shù)的72.66%，預(yù)計全年完成電量與預(yù)算相比有一定缺口。華東電網(wǎng)安排計劃電量為62.4億千瓦時，全年計劃外上網(wǎng)電量預(yù)算約57087萬千瓦時，實(shí)際完成計劃外上網(wǎng)電量為12438萬千瓦時，僅完成預(yù)算的21.79%。 對策：盡早完成機(jī)組額定容量變更為63萬千瓦工作, 按照華東電網(wǎng)的安排，積極參與月度電力市場集中競價，制定科學(xué)的報價策略，合理競價，努力爭取計劃外電量。加強(qiáng)機(jī)組運(yùn)行管理，提高機(jī)組性能避免機(jī)組非計劃停運(yùn)事件的發(fā)生，提高機(jī)組市場運(yùn)營水平，爭取更多的獎勵電量。,六、存在問題及對策,問題2 ：預(yù)算計劃外電價達(dá)380元/千瓦時（含稅），預(yù)計完成 難

7、度較大。主要是受電力需求不旺的影響，同時因集中競價十分激烈，成交價格一路走低。如今年9月、10月份競價上網(wǎng)2.164億度的電量,電價僅為236.55元/兆瓦時，與預(yù)算計劃外電價相比差異較大。 對策：努力爭取一定的計劃電量，關(guān)注華東網(wǎng)調(diào)有關(guān)計劃外電量的信息，密切注視其它皖電東送電廠的電量完成情況，積極探討華東區(qū)域跨區(qū)跨省集中競價工作，了解市場環(huán)境，合理報價 。,六、存在問題及對策,問題3 ：全年預(yù)計發(fā)電煤耗為295.22克/千瓦時與年度預(yù)算相比 高出0.36克/千瓦,增加燃料成本153萬元。 全年預(yù)計發(fā)電標(biāo)煤單價為648.8元/噸與年度預(yù)算相比減少2.33元/噸,增加燃料成本為454萬元。 對策：加強(qiáng)燃料管理，減少虧噸、虧卡，緊抓入廠煤驗(yàn)收工作，努力降低入爐煤標(biāo)煤單價。加強(qiáng)煤質(zhì)分析和計量管理，避免或減少虧噸虧卡的現(xiàn)象發(fā)生。一經(jīng)發(fā)現(xiàn)，及時組織相關(guān)人員進(jìn)行確認(rèn)，做好有關(guān)索賠工作。 重視煤場管理，開展了