发电企业财务分析报告(共42页).doc

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1、精选优质文档-倾情为你奉上发电企业分析报告模板(完整版)单位：演示单位报告期间：2008年6月目录一、经营活动分析（一）关键指标分析1、主要经营指标分析（1）同期比分析项 目本年数上年同期数增减额增减率标识发电量(千千瓦时)3,144,649.603,468,502.80-323,853.20-9.34%售电均价(元/千千瓦时)240.51235.255.262.24%售电收入68,960.5774,800.04-5,839.47-7.81%利润总额4,171.597,913.41-3,741.82-47.28%净资产收益率10.42%20.94%-10.51%-50.21%流动资产周转率(次

2、)2.813.48-0.67-19.36%资产负债率65.39%63.54%1.85%2.91%供电标准煤耗(克/千瓦时)370.00366.193.811.04% 2008年6月，公司发电量为3,144,649.60千千瓦时，同比降低9.34%；通过右边的发电量月度趋势分析可以了解年度售电量同比变动的明细。 2008年6月，公司售电均价为240.51元/千千瓦时，同比增长2.24%，同时,售电量达到2,867,320.70千千瓦时,同比减少9.82%；售电收入同比降低7.81%，下面是对售电收入的同比分析。 2008年6月，公司售电收入为68,960.57万元，同比降低7.81%；同时利润总

3、额为4,171.59万元，同比降低47.28%。 以下是对利润总额完成情况的说明。 2008年6月,公司利润总额为4,171.59万元，同期减少3,741.82万元，同比增减率为-47.28%。通过右边的利润总额月度趋势分析可以了解年度利润总额同比变动的明细。（2）预算比分析项 目本年数年度预算数预算进度数预算进度完成率发电量3,144,649.606,132,066.723,301,882.0895.24%售电收入68,960.57136,284.8872,868.0194.64%利润总额4,171.598,552.594,255.0298.04%净资产收益率10.42%17.65%10.5

4、5%98.81%流动资产周转率(次)2.815.852.9595.10%项 目本年数年度预算数差异额标识差异率售电均价(元/千千瓦时)240.51240.66-0.15-0.06%资产负债率65.39%65.00%0.39%0.60%供电标准煤耗(克/千瓦时)370.00367.003.000.82%说明：绿灯表示指标趋势同期比变好，红灯表示指标同期比变差。 2008年6月，公司发电量为3,144,649.60千千瓦时，与预算比减少157,232.48千千瓦时，预算进度完成率95.24%，年度预算完成率51.28%；通过右边的发电量与预算数月度趋势对比图可以了解其实际数与预算数差异的明细。 2

5、008年6月，公司售电均价为240.51元/千千瓦时，预算进度完成率是99.99%，年度预算完成率是99.94%；通过右边的售电均价与预算数月度趋势对比图可以了解其实际数与预算数差异的明细。 在售电均价变化的同时,发电量预算比减少157,232.48千千瓦时,预算进度完成率为95.24%，两者共同作用导致售电收入预算进度完成率为94.64%，下面是对售电收入的预算分析。 2008年6月，公司售电收入为68,960.57万元，与预算数比减少3,907.43万元，预算进度完成率为94.64%，年度预算完成率为50.60%。同时利润总额为4,171.59万元，预算进度完成率是98.04%。 以下是对

6、利润总额预算完成情况的说明。 2008年6月，利润总额为4,171.59万元，超出预算-83.43万元，预算进度完成率是98.04%，年度预算完成率48.78%。通过右边的利润总额与预算数月度趋势对比图可以了解利润总额实际与预算差异的明细。 2、经济增加值（EVA）分析 经济增加值(EVA，Economic Value Added)衡量的是公司资本收益和资本成本之间的差额，从股东角度重新定义公司的利润，考虑了包括权益资本在内的所有资本，并且在计算中尽量消除会计信息对企业真实情况的扭曲。项 目本年数上年同期数增减额增减率税后净营业利润4,895.968,603.77-3,707.81-43.10

7、%资本成本3,919.294,051.51-132.21-3.26%EVA值976.674,552.26-3,575.59-78.55% 截止2008年6月，公司EVA值为976.67万元，同期减少3,575.59万元，同比增减率为-78.55%。其中税后净营业利润为4,895.96万元，同比降低43.10%。资本成本为3,919.29万元，同比降低3.26%。 下面的框图是对影响EVA的因素分析：具体分析变化原因发现：净利润同期减少3,741.82万元，直接导致经济增加值减少3,741.82万元； 财务费用同期比增加45.35万元，剔除所得税的影响，使经济增加值增加34.01万元； 平均所有

8、者权益同期比增加2,219.14万元，使经济增加值减少122.05万元； 平均计息负债总额同比减少4,082.71万元，导致经济增加值增加224.55万元； 平均在建工程同期比增加540.32万元，导致经济增加值增加29.72万元。3、设备利用指标同比分析（1）同比分析项 目本月数本年数上年同期数增减额增减率期末发电设备容量120.00120.00120.000.000.00%平均发电设备容量120.00120.00120.000.000.00%平均设备利用小时503.492,620.542,890.42-269.88-9.34% 2008年6月，公司期末发电设备容量为120.00万千瓦时,同

9、期比增长0.00%；平均发电设备容量为120.00万千瓦时，同比增长0.00%；平均设备利用小时为2,620.54小时，同比降低9.34%。（2）因素分析项 目本年数上年同期数增减额影响额影响率平均设备利用小时2,620.542,890.42-269.88-269.88100.00%发电量3,144,649.603,468,502.80-323,853.20-269.88100.00%平均发电设备容量120.00120.000.000.000.00% 影响平均设备利用小时的因素是发电量和平均发电设备容量。其中:本期发电量为3,144,649.60千千瓦时，同期比减少9.34%，导致平均设备利用

10、小时减少269.88小时；平均发电设备容量为120.00万千瓦时，同期比增加0.00万千瓦时，导致平均设备利用小时减少0.00小时。 受上述两个因素的共同影响，本期平均设备利用小时减少269.88小时。（二）主营收入与成本分析1、主营收入成本综合分析（1）同期比分析 2008年6月，演示单位主营收入为68,960.57万元，同比增减率为-7.81%，其中的售电收入占营业收入比例为98.95%； 主营成本为63,284.26万元，同比增减率为-3.25%，其中电力主营成本占营业成本比例为99.25%。（2）预算比分析项 目本年数年度预算数预算进度数预算进度完成率标识主营业务收入68,960.57

11、137,647.7373,596.6993.70%主营业务成本63,284.26117,205.0062,018.57102.04% 2008年6月，演示单位主营收入为68,960.57万元，预算进度数为73,596.69万元，预算进度完成率为93.70%；主营成本为63,284.26万元，预算进度数为62,018.57万元，预算进度完成率为102.04%。 2、主营业务收入分析（1）售电收入因素分析 同期比变化因素分析项 目本年数上年同期数增减额增减率影响额影响率售电收入68,960.5774,800.04-5,839.47-7.81%-5,839.47100.00%发电量3,144,649

12、.603,468,502.80-323,853.20-9.34%-6,983.90119.60%综合厂用电率(%)8.828.330.495.88%-362.496.21%平均售电单价240.51235.255.262.24%1,507.94-25.82%售电收入发电量（1综合厂用电率（）平均售电单价（不含税）2008年6月，演示单位售电收入为68,960.57万元，上年同期为74,800.04万元，同比减少5,839.47万元，增减率为-7.81%。其中： 发电量降低9.34%使售电收入减少6,983.90万元， 综合厂用电率增加0.49个百分点使售电收入减少362.49万元， 平均售电单价

13、增长2.24%使售电收入增加1,507.94万元。 预算完成情况因素分析项 目本年数预算进度数增减额增减率影响额影响率售电收入68,960.5772,868.01-3,907.43-5.36%-3,907.43100.00%发电量3,144,649.603,301,882.08-157,232.48-4.76%-3,469.9188.80%综合厂用电率(%)8.828.250.576.91%-431.1411.03%平均售电单价240.51240.530.00-0.01%-7.090.18% 2008年6月，演示单位售电收入为68,960.57万元，预算进度数是72,868.01万元，实际与预

14、算差异额为-3,907.43万元，差异率为-0.05%。其中： 发电量低于预算4.76%使售电收入低于预算3469.91万元， 综合厂用电率超出预算0.57个百分点使售电收入低于预算431.14万元， 平均售电单价低于预算0.01%使售电收入低于预算7.09万元。（2）收入质量分析项 目本年数上年同期数增减额增减率营业收入69,691.5775,754.93-6,063.37-8.00%应收账款19,710.0013,371.176,338.8347.41%营业利润4,171.597,913.41-3,741.82-47.28%经营现金净流量15,316.488,641.276,675.217

15、7.25% 2008年6月，演示单位累计营业收入同比降低8.00%，同时应收账款同比增长47.41%。营业收入和营业利润都同比下降，营业利润降幅更大，应重视成本费用管理。收入同比下降，经营现金净流量在同比增加，销售管理上取得较好的成效。3、主营业务成本分析（1）电力主营成本同比分析 同期比分析 2008年6月，演示单位电力主营成本为63,272.63万元，同比减少2,136.67万元，增减率为-3.27%。 从成本构成来分析：项 目本年数上年同期数本年结构同期结构增减额增减率发电成本合计63,272.6365,409.30100.00%100.00%-2,136.67-3.27%变动成本41,

16、696.4744,006.1565.90%67.28%-2,309.68-5.25%燃料费40,939.4743,938.6564.70%67.17%-2,999.18-6.83%购入电（热）费0.000.000.00%0.00%0.000.00%水费757.0067.501.20%0.10%689.501,021.48%固定成本21,576.1721,403.1534.10%32.72%173.020.81%材料费2,319.402,767.523.67%4.23%-448.11-16.19%职工薪酬10,646.639,774.6516.83%14.94%871.988.92%折旧费4,0

17、34.964,401.676.38%6.73%-366.71-8.33%修理费1,626.651,780.642.57%2.72%-153.99-8.65%计划检修费0.000.000.00%0.00%0.000.00%委托运行费0.000.000.00%0.00%0.000.00%其他费用2,948.532,678.684.66%4.10%269.8510.07%供电成本0.000.000.00%0.00%0.000.00% 成本构成项目对电力成本总额的影响如下：变动成本41,696.47万元，同比降低5.25%，占电力主营成本比例为65.90%， 固定成本21,576.17万元，同比上升0

18、.81%，占电力主营成本比例为34.10%。 变动成本的构成中燃料费40,939.47万元，同比降低6.83%，水费757.00万元，同比上升1,021.48%。 从增减幅度来看，公司售电收入同比降低7.81%，电力主营成本同比降低3.27%。 预算比分析 2008年6月，演示单位电力主营成本为63,272.63万元，预算进度数61,570.05万元，差异额为1,702.58万元，差异率为2.77%，预算成本小于实际成本；燃料费为40,939.47万元，预算数为39,711.28万元，预算进度完成率为103.09%。 从成本构成来分析：项 目本年数预算进度数本年结构预算结构增减额增减率发电成本

19、合计63,272.6361,570.05100.00%100.00%1,702.582.77%变动成本41,696.4740,460.7165.90%65.71%1,235.753.05%燃料费40,939.4739,711.2864.70%64.50%1,228.183.09%购入电（热）费0.000.000.00%0.00%0.000.00%水费757.00749.431.20%1.22%7.571.01%固定成本21,576.1721,109.3434.10%34.29%466.832.21%材料费2,319.402,203.433.67%3.58%115.975.26%职工薪酬10,6

20、46.6310,540.1616.83%17.12%106.471.01%折旧费4,034.963,954.266.38%6.42%80.702.04%修理费1,626.651,610.382.57%2.62%16.271.01%计划检修费0.000.000.00%0.00%0.000.00%委托运行费0.000.000.00%0.00%0.000.00%其他费用2,948.532,801.104.66%4.55%147.435.26%供电成本0.000.000.000.00%0.000.00% 成本构成项目对电力成本总额的影响如下： 变动成本41,696.47万元，预算进度数为40,460.

21、71万元，相比上升305.42%，占电力主营成本的比例为65.90%，固定成本21,576.17万元，预算进度数为21,109.34万元，相比上升221.15%，占电力主营成本的比例为34.10%。 变动成本的构成中燃料费40,939.47万元，预算进度数为39,711.28万元，相比上升3.09%，水费757.00万元，预算进度数为749.43万元，相比上升1.01%。 从增减幅度来看，公司售电收入与预算相比降低5.36%，电力主营成本与预算相比增长2.77%。（2）电力主营成本结构分析 发电成本结构变化说明： 2008年6月，演示单位电力主营成本累计63,272.63万元的构成中，燃料费占

22、64.70%，购入电（热）费占0.00%，水费占1.20%，固定成本占34.10%，而去年同期各项目的比例分别为67.17%、0.00%、0.10%、32.72%。燃料费比例的变化对电力主营成本构成重大影响。 发电量与成本增幅对比分析： 2008年6月，演示单位累计发电量3,144,649.60千千瓦时，同比降低9.34%，电力主营成本同比降低3.27%，燃料费同比降低6.83%。（3）发电燃料成本分析 发电燃料成本趋势分析 2008年6月，演示单位发电燃料成本累计40,939.47万元，占电力主营成本的64.70%，去年同期燃料费43,938.65万元，占电力主营成本的67.17%，同比增幅

23、为-6.83%。其中发电量和发电标煤单价具有重要影响，以下是发电燃料成本的因素分析。 发电燃料成本因素分析项 目本年数上年同期数增减额增减率影响额影响率燃料费40,939.4743,938.65-2,999.18-6.83%-2,999.18100.00%发电量3,144,649.603,468,502.80-323,853.20-9.34%-4,079.79136.03%综合厂用电率(%)8.828.330.495.88%-211.757.06%供电标准煤耗370.00366.193.811.04%409.97-13.67%发电标准煤单价383.58375.288.302.21%880.55

24、-29.36%电力燃料费发电量（1综合厂用电率）供电标准煤耗发电标准煤单价 2008年6月，燃料费用同比减少2,999.18万元，影响其变动最大的因素是发电量，详细情况如下：发电量降低9.34%使燃料费减少4,079.79万元，影响率为136.03%；综合厂用电率增加0.49个百分点使燃料费减少211.75万元；供电标准煤耗增长1.04%使燃料费增加409.97万元；发电标煤单价增长2.21%使燃料费增加880.55万元，影响率为-29.36%。 厂用电率分析同比分析项 目本月数本年数上年同期数增减额增减率发电厂用电率(%)0.000.000.000.000.00%供热厂用电率(%)0.000

25、.000.000.000.00%综合厂用电率(%)8.408.828.330.495.88%2008年6月，演示单位发电厂用电率为0.00%，同比增加0.00%；供热厂用电率为0.00%，同比增加0.00%；综合厂用电率为8.82%，同比增加0.49%。因素分析项 目本年数上年同期数增减额影响额影响率综合厂用电率(%)8.828.330.490.49100.00%发电厂用电量(千千瓦时)260,042.00271,222.00-11,180.00-0.32-65.78%供热厂用电量(千千瓦时)0.000.000.000.000.00%厂区其他用电电量(千千瓦时)0.000.000.000.00

26、0.00%主变损及其他(千千瓦时)17,286.9017,630.70-343.80-0.01-2.02%抽水蓄能用电量(千千瓦时)0.000.000.000.000.00%购电量(千千瓦时)0.000.000.000.000.00%发电量(千千瓦时)3,144,649.603,468,502.80-323,853.200.82168.05% 通过对演示单位2008年6月综合厂用电率的因素分析发现：发电厂用电量较上年同期减少11,180.00千千瓦时，导致综合厂用电率减少0.32%；发电量同比减少323,853.20千千瓦时，导致综合厂用电量增加0.82%；主变损耗及其他耗用电量同比减少343

27、.80千千瓦时，导致综合厂用电率减少0.01%。 综合所有的因素，综合厂用电率同比增加0.49个百分点。 发电单位燃料成本分析 2008年6月，发电单位燃料成本为142.78元/千千瓦时，去年同期为138.19元/千千瓦时，增加4.59元/千千瓦时，增减率为3.32%；燃料费总额为40,939.47万元，同比减少6.83%。 发电单位燃料成本因素分析项 目本年数上年同期数增减额增减率影响额影响率发电单位燃料成本(元/千千瓦时)142.78138.194.593.32%4.59100.00%发电标准煤单价(元/吨)383.58375.288.302.21%3.0466.22%供电标准煤耗(克/千

28、瓦时)370.00366.193.811.04%1.4631.84% 2008年6月，发电单位燃料成本为142.78元/千千瓦时，去年同期为138.19元/千千瓦时，增加4.59元/千千瓦时。其中：发电标煤单价增长2.21%使发电单位燃料成本增加3.04元/千千瓦时，影响率为66.22%； 供电标准煤耗增长1.04%使发电单位燃料成本增加1.46元/千千瓦时，其影响率为31.84%。 发电标煤单价因素分析项 目本年数上年同期数增减额增减率影响额影响率发电标煤单价383.58375.288.302.21%8.30100.00%煤折标煤单价379.87372.687.191.93%7.1886.5

29、2%油折标煤单价3,406.473,152.42254.058.06%0.313.75%气折标煤单价0.000.000.00-0.000.00%煤折标煤比例99.88%99.91%-0.03%-0.03%-0.11-1.30%油折标煤比例0.12%0.09%0.03%31.08%0.9111.02%气折标煤比例0.00%0.00%0.00%-0.000.00% 2008年6月，发电标准煤单价为383.58元/吨，去年同期375.28元/吨，增加8.30元/吨。其中：煤折标煤单价增长1.93%使发电标准煤单价增加7.18元/吨；油折标煤单价增长8.06%使发电标准煤单价增加0.31元/吨；煤折标

30、煤比例减少0.03个百分点使发电标准煤单价减少0.11元/吨；油折标煤比例增加0.03个百分点使发电标准煤单价增加0.91元/吨。 天然煤单价分析 2008年6月，天然煤平均单价为174.31元/吨，去年同期171.91元/吨，增加2.40元/吨，增减率为1.40%。发电供热用天然煤量为2,323,177.00吨，去年同期为2,535,937.00吨，增减率为-8.39%。 天然煤平均发热量分析项 目本年数上年同期数增减额增减率标识天然煤平均发热量(千焦/千克)13,431.1013,501.63-70.53-0.52%发电单位燃料成本(元/千千瓦时)142.78138.194.593.32%

31、 2008年6月，演示单位天然煤平均发热量为13,431.10千焦/千克。同比降低0.52%；发电单位燃料成本为142.78元/千千瓦时，同比增长3.32%。（三）利润分析1、利润总额增减来源分析（1）利润总额变动及构成分析项 目本年数上年同期数增减额增减率主营业务利润4,913.228,630.62-3,717.41-43.07%其他业务利润224.20203.2720.9410.30%期间费用965.83920.4845.354.93%投资收益0.000.000.00-营业外收支净额0.000.000.00-利润总额4,171.597,913.41-3,741.82-47.28% 2008

32、年6月,演示单位累计实现利润总额4,171.59万元，较同期降低47.28%。具体分析变化原因: 影响利润总额同比变化最大的因素是主营业务利润，与上年同期相比主营业务利润减少3,717.41万元，直接影响利润总额减少3,717.41万元。（2）成本费用分析项 目本年数上年同期数本期结构同期结构增减额增减率营业收入69,691.5775,754.93-6,063.37-8.00%成本费用总额65,519.9867,841.53100.00%100.00%-2,321.55-3.42%营业成本63,751.4266,108.8297.30%97.45%-2,357.40-3.57%营业税金及附加8

33、02.73812.231.23%1.20%-9.50-1.17%期间费用965.83920.481.47%1.36%45.354.93%销售费用0.000.000.00%0.00%0.00-管理费用0.000.000.00%0.00%0.00-财务费用965.83920.481.47%1.36%45.354.93%增幅对比分析： 演示单位营业收入较去年同期降低8.00%，成本费用总额较去年同期降低3.42%，其中： 营业成本同期降低3.57%； 营业税金及附加较同期降低1.17%； 财务费用较同期上升4.93%。成本费用结构分析： 2008年6月,演示单位发生成本费用累计65,519.98万元

34、，同期比降低3.42%，其中： 营业成本63,751.42万元，占成本费用总额的97.30%，比去年同期降低了0.15个百分点； 财务费用为965.83万元，占成本费用总额的1.47%，比去年同期上升了0.12个百分点。2、售电毛利因素分析项 目本年数上年同期数增减额增减率影响额影响率售电毛利5,687.529,389.30-3,701.78-39.43%-3,701.78100.00%发电量（千千瓦时）3,144,649.603,468,502.80-323,853.20-9.34%-2,881.3977.84%综合厂用电率（%）8.828.330.495.88%-149.554.04%平均

35、售电单价（元/千千瓦时）240.51235.255.262.24%1,507.94-40.74%单位供电煤耗372.23368.234.000.01-430.4111.63%发电标煤单价（元/吨）383.58375.288.302.21%-885.8523.93%非燃料成本22,333.1721,470.65862.524.02%-862.5223.30%售电毛利=发电量(1-综合厂用电率)平均售电单价-发电量*(1-综合厂用电率)单位供电煤耗发电标煤单价非燃料成本售电毛利=电力主营收入-电力主营成本 2008年6月，演示单位售电毛利为5,687.52万元，上年同期为9,389.30万元，同比

36、减少3,701.78万元。其中： 发电量降低9.34%使售电毛利减少2,881.39万元； 综合厂用电率增长5.88%使售电毛利减少149.55万元； 平均售电单价增长2.24%使售电毛利增加1,507.94万元； 单位供电煤耗增长1.04%使售电毛利减少430.41万元； 发电标煤单价增长2.21%使售电毛利减少885.85万元；其他非燃料成本增长4.02%使售电毛利减少862.52万元。3、单位盈利能力指标分析项 目本年数上年同期数增减额增减率售电平均单价240.51235.255.262.24%售电单位成本220.67205.7114.967.27%售电单位利润14.5924.89-10

37、.30-41.38%发电单位成本201.21188.5812.636.70%发电单位燃料成本142.78138.194.593.32% 2008年6月，演示单位售电单位利润为14.59元/千千瓦时，同比减少10.30元/千千瓦时。其中： 售电平均单价同比增加5.26元/千千瓦时，影响售电单位利润同比增加5.26元/千千瓦时； 售电单位成本同比增加14.96元/千千瓦时，影响售电单位利润同比减少14.96元/千千瓦时；2008年6月，演示单位发电单位成本为201.21元/千千瓦时，同比增加12.63元/千千瓦时，增幅6.70%。发电单位燃料成本为142.78元/千千瓦时，占发电单位成本的70.9

38、6%，同比增加4.59元/千千瓦时，增幅为3.32%。4、盈亏平衡分析项 目本年数上年同期数增减额增减率实际售电量（千千瓦时）2,867,320.703,179,650.10-312,329.40-9.82%盈亏平衡售电量（千千瓦时）2,269,129.452,210,000.7559,128.702.68%实际售电单价（元/千千瓦时）240.51235.255.262.24%盈亏平衡售电单价（元/千千瓦时）240.51235.255.262.24%实际售电收入68,960.5774,800.04-5,839.47-7.81%盈亏平衡售电收入54,573.7651,989.422,584.34

39、4.97%盈亏平衡售电量计算说明： 2008年6月，演示单位售电平均单价为240.51元/千千瓦时；同时售电单位变动成本为145.42元/千千瓦时；因此售电的单位边际贡献为95.09元/千千瓦时；本年累计的固定成本为21,576.17万元；以此计算的盈亏平衡售电量为2,269,129.45千千瓦时，盈亏平衡收入为54,573.76万元。盈亏平衡售电量影响情况分析： 固定成本总额同期相比增长0.81%； 单位边际贡献去年同期为96.85元/千千瓦时，同比减少1.76元/千千瓦时，同比降低1.82%； 上述两个因素的综合影响使盈亏平衡售电量增加至2,269,129.45千千瓦时，增幅为2.68%，企业的经营形势更加严峻。二、财务状况分析（一）资产负债表分析项 目本年数上年同期数增减额增减率标识流动资产39,550.2724,310.7515,239.5262.69%非流动资产74,530.4480,009.61-5,479.17-6.85%资产总计114,080.71104,320.369,760.369.36%流动负债59,538.6034,705.6824,832.9271.55%非流动负债15,059.0431,579.63-16,520.59-52.31%负债合计74,597.6466,285.318,312.3312.54%所有者权益39,483.08