XXXX年度经济活动分析报告.docx

《XXXX年度经济活动分析报告.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《XXXX年度经济活动分析报告.docx（31页珍藏版）》请在淘文阁 - 分享文档赚钱的网站上搜索。

1、编号：时间：2021年x月x日书山有路勤为径，学海无涯苦作舟页码：第31页 共31页大连泰山热电有限公司2012年1月份经济活动分析会议材料之一大连泰山热电有限公司2011年度经济活动分析报告2012年2月17日各位领导、同志们：2011年，在公司领导班子的正确带领下，在全体干部员工的共同努力下，紧紧围绕公司年度工作报告精神，以安全生产为基础，以经济效益为中心，以强化绩效管理为手段，努力克服上网电量空间大幅萎缩，燃料成本不断上涨，央行连续加息，融资环境急剧变化等不利因素，实现利润总额1853万元。下面，我就公司2011年经济活动情况进行通报。一、辽宁省发供电形势1辽宁省用电需求情况2011年，

2、辽宁省用电负荷继续保持增长的态势，但从下半年开始，增长幅度有所回落。截止到年末，全省全社会用电量完成1861.53亿千瓦时，同比增长8.53 %，比上半年增幅回落0.98个百分点。2辽宁电网装机容量情况截止2011年末，辽宁电网装机容量3400.4万千瓦，同比增长5.36%。其中，火电机组装机容量2851.29万千瓦，同比增长2.86%。3辽宁省发电量完成情况2011年，辽宁省发电量累计完成1423.33亿千瓦时,同比增长6.20%。其中，火电机组完成发电量1315.79亿千瓦时，同比增长6.43%。辽宁省发电量增长幅度低于用电量2.33个百分点，其中火电机组发电量增长幅度低于用电量2.10个

3、百分点。4省间联络线受入电量情况2011年，省间联络线累计受入电量455.16亿千瓦时，同比增长14.14%，影响发电设备利用小时同比下降166小时。5. 辽宁省发电设备利用小时情况2011年，全省发电设备利用小时完成4398小时，同比下降225小时。其中火电机组设备平均利用小时为4790小时，同比降低118小时。东北公司火电机组设备平均利用小时为4999小时，比辽宁省火电机组平均利用小时数多209小时。6. 省内统调10万以上火电机组设备利用小时情况2011年，省内24家统调火电机组设备平均利用小时4824小时，其中东北公司下属5家发电企业，发电设备平均利用小时为5015小时，比省内24家统

4、调火电机组设备平均利用小时多191小时。二、公司2011年主要生产经营指标完成情况1发电量实际完成131349万千瓦时，同比减少23784万千瓦时，降幅为15.33%，完成泰山公司及东北公司年中调整计划137700万千瓦时的95.39%，较计划值减少6351万千瓦时。2供热量实际完成314.38万吉焦，同比增加21.57万吉焦，增幅为7.37%，完成泰山公司及东北公司年度计划303万吉焦的103.75%，较计划值增加11.38万吉焦。3供电煤耗实际完成303克/千瓦时，同比下降18克/千瓦时。较泰山公司及东北公司年中调整计划310克/千瓦时下降7克/千瓦时。4入炉综合标煤单价实际完成603.4

5、8元/吨，同比上升32.63元/吨，涨幅5.72%。较东北公司计划指标620.06元/吨下降16.58元/吨。5资产及经营质量截至12月末，公司资产总额12.05亿元，负债8.81亿元，权益总额3.25亿元。资产负债率73.05%，同比下降1.90个百分点；流动资产周转率6.84次,同比提高0.4次；EVA累计完成1036.75万元，完成东北公司考核指标（-2139万元）的-48.47%。6利润总额实际完成1853万元，同比减少利润3286万元, 减幅为63.94% 。三、公司2011年生产经营情况分析（一）安全生产情况1安全情况发生非计划停运一次，未发生人身轻伤以上不安全事件。截止12月31

6、日实现年度连续安全生产365天。机组等效可用系数完成93.93%，较同期升高2.84个百分点，较东北公司年度计划88.36%升高5.57个百分点。2设备计划检修情况1号机组运行6726.32小时，备用2033.68小时，机组利用小时5001小时，负荷率74%。2号机组运行6533.87小时，临检80.08小时，备用1179.05小时，大修967小时，机组利用小时4729小时，负荷率72%。3设备缺陷情况及分析各专业共发现设备缺陷2206件，同比增加134件，已处理2109件，同比增加134件，缺陷消除率95.60%，同比降低1.99个百分点。发现的缺陷中锅炉专业缺陷最多，占缺陷总量的23.12

7、%，其次是燃料专业和电气专业，分别占缺陷总量的22.76%和18.90%。各专业缺陷比例同比增幅最大的是电气专业，同比增加6.14个百分点，同比减幅最大的是化学专业，同比下降8.55个百分点。各专业发现设备缺陷数量及消除率详见表1。表1 设备缺陷情况分析表 单位：件、%专业缺陷已处理未处理消除率%各专业缺陷占缺陷总数的比例%各专业缺陷比例%同比汽机2211754679.19 10.02 3.12 锅炉510501998.24 23.12 3.40 电气4174051297.12 18.90 6.14 燃料502498499.20 22.76 0.64 化学229221896.51 10.38

8、-8.55 热工3273091894.50 14.82 -4.74 合计220621099795.60 100全年发生影响负荷的事件共28件，影响少发电量40153.35万千瓦时，其中：主汽门门杆断裂造成停机临检1次，影响少发电量729万千瓦时；2号机组大修1次，影响少发电量9670万千瓦时；1、2号机组各停备2次，共计停备3212.76小时（单机），影响少发电量29490.7万千瓦时；因热电偶泄漏、高压流化风机故障、水冷壁泄漏、汽包水位故障、给煤机故障、低压缸胀差大等问题造成降负荷运行22次，影响少发电量263.65万千瓦时。设备缺陷问题反映出设备治理仍需加强，尤其是给煤机故障频繁，全年共发

9、生14次，仅9月份就连续发生7次，生产部门要引起高度重视，进一步加强设备检修维护管理。（二）主要生产指标完成情况分析1发电量实际完成131349万千瓦时，同比减少23784万千瓦时。同比减少的主要原因：一是受省经信委下达的年度发电计划和电网调电计划影响，机组停备时间同比增加；二是设备缺陷影响。2上网电量实际完成117217万千瓦时，同比减少21652万千瓦时，降幅为15.59%。完成省经信委年度调整计划119764万千瓦时的97.87%，较计划值减少2547万千瓦时。同比减少的主要原因：一是发电量同比减少，影响上网电量减少21291万千瓦时，二是综合厂用电率同比上升0.28个百分点，影响上网电

10、量减少361万千瓦时。3供热量实际完成314.38万吉焦，同比增加21.57万吉焦。同比增加的主要原因：一是2010-2011年供暖期增加头道沟供热面积32.11万平方米，同比增加供热量4.06万吉焦；二是新建蒸汽管网3月15日投入运行，增加供热量23.31万吉焦；三是大发及直供单位供热量完成282.66万吉焦，同比减少5.80万吉焦。4发电设备利用小时实际完成4865小时，同比减少881小时。比东北公司系统发电设备平均利用小时4999小时低134小时，在省内统调24家10万千瓦等级机组中排名第十二位，比平均值4824小时高41小时。2011年发电设备利用小时数各月完成情况及同比情况详见图1。

11、图1 发电设备利用小时数各月完成情况及同比从图中我们可以清楚的看到，一、四季度由于供暖期“以热定电”的运行方式影响，发电设备利用小时同比略有升高，但二、三季度受电网供电形势影响，基本一直保持单机运行状态，发电利用小时同比分别减少509小时和566小时，影响全年发电利用小时同比减少881小时，降幅高达15.33%。5供电标准煤耗率实际完成303克/千瓦时，同比下降18克/千瓦时。同比下降的主要原因是：一是热电比完成74.50%，同比上升15.93个百分点，影响供电煤耗下降16克/千瓦时；二是烟气含氧量、真空、主汽压力、端差等小指标同比有所改善，影响供电煤耗同比降低5.38克/千瓦时；三是综合厂用

12、电率、排烟温度、飞灰可燃物、再热器减温水量、机组运行负荷等小指标完成情况不好，影响供电煤耗同比升高3.18克/千瓦时。6综合厂用电率实际完成10.76%，同比升高0.28个百分点，较公司年度计划10.68%升高了0.08个百分点，较东北公司年度计划11%降低了0.24个百分点。同比升高的主要原因：一是发电量同比减少23784万千瓦时，影响综合厂用电率升高1.90个百分点；二是发电厂用电量同比减少2374万千瓦时，影响综合厂用电率降低1.81个百分点；三是供热厂用电量同比增加268万千瓦时，影响综合厂用电率升高0.21个百分点；四是非生产用电及变损同比减少26万千瓦时，影响综合厂用电率降低0.0

13、2个百分点。7发电厂用电率实际完成7.81%，同比降低0.33百分点。同比降低的主要原因：一是机组运行负荷同比降低0.96MW，同比增加点炉防腐一次，进行煤中添加石灰石试验等因素，影响给水泵耗电率同比升高0.08个百分点，脱硫系统耗电率同比升高0.07个百分点，输煤系统耗电率同比升高0.02个百分点，化学制水系统耗电率同比升高0.03个百分点，凝结水泵耗电率同比升高0.01个百分点，一二次风机耗电率同比升高0.01个百分点；二是供热量同比增加，热电分摊比同比上升5.06个百分点，影响发电厂用电率下降0.55个百分点。8供热厂用电率实际完成11.57千瓦时/吉焦，同比上升0.06千瓦时/吉焦。同

14、比上升的主要原因：一是供热量同比增加21.57万吉焦，影响供热厂用电率同比下降0.79千瓦时/吉焦；二是2010-2011年供暖期增加头道沟供热面积及供暖期延长，热网循环水泵耗用电量同比增加77万千瓦时，影响供热厂用电率同比增加0.24千瓦时/吉焦；三是非供暖期新增工业抽汽负荷，分摊厂用电量191万千瓦时，影响供热厂用电率同比增加0.61千瓦时/吉焦。9发电水耗率实际完成20.4吨/万千瓦时，同比增加0.1吨/万千瓦时，较公司年度计划22吨/万千瓦时，降低1.6吨/万千瓦时。同比增加的主要原因：一是发电量同比减少；二是新增工业抽汽负荷，影响凝汽器补水增加；三是供暖期供热面积增加，热网补水量增加

15、；四是1号机循环水塔盆清淤排水一次；五是2号机组大修管道冲洗打压、锅炉上水找漏；六是1号机组进行胶球清洗系统试验；七是地下消防水及闭冷水系统有漏点；八是厂内施工用水。 10供热标准煤耗率实际完成39.32公斤/吉焦，同比减少0.08公斤/吉焦。11供热水耗率实际完成0.24吨/吉焦，同比增加0.01吨/吉焦。12.石灰石消耗量实际消耗51525吨，同比增加4543.61吨。同比增加的主要原因：一是燃煤含硫量（St,d）同比升高0.01个百分点；二是石灰石品质不符合脱硫要求；三是进行煤中添加石灰石脱硫试验。13. 非生产用电量办公楼累计耗用电量12.8万千瓦时，用电率为0.01%；宏泰公司及非生

16、产三能累计耗用电量49.54万千瓦时，用电率为0.04%。14.脱硫系统耗电量实际耗用电量200.90万千瓦时，耗电率为0.15%。（三）小指标完成情况及分析1主汽温度完成536.96，同比降低0.1，影响煤耗同比升高0.01克/千瓦时；2主汽压力完成13.08Mpa，同比升高0.35 Mpa，影响煤耗同比降低1.16克/千瓦时；3再热温度完成536.91，同比升高0.74，影响煤耗同比降低0.06克/千瓦时；4真空完成-95.38KPa,同比降低0.91kpa，影响煤耗同比降低2.06克/千瓦时；5过冷度完成0.39，同比降低0.23，影响煤耗同比降低0.01克/千瓦时；6端差完成6.94，

17、同比降低1.49，影响煤耗降低1.34克/千瓦时；7烟气含氧量完成2.64%，同比下降0.56个百分点，影响煤耗同比下降0.72克/千瓦时；主汽压力、再热汽温度、烟气含氧量、真空、过冷度、端差等小指标均好于去年同期。主要原因：一是开展小指标竞赛，加强各运行参数的监视和调整，促进主汽压力、再热汽温度、烟气含氧量等各项指标同比完成较好；二是根据天气变化，及时拆装循环水冷却塔挡风板，使真空、过冷度、端差等小指标好于去年同期；三是加强对汽机低压缸进汽量监视和调整，规定低压缸进汽量最低限值，使过冷度、端差等指标有所提高。8综合厂用电率完成10.76%，同比升高0.28个百分点，影响煤耗同比上升1.06克

18、/千瓦时；9给水温度完成235.87，同比下降0.68，影响煤耗同比上升0.09克/千瓦时；同比降低的主要原因：发电平均负荷完成99.06MW, 同比降低0.96MW，影响给水温度同比降低。10排烟温度完成153.87，同比升高3.1，影响煤耗同比上升0.54克/千瓦时；同比升高的主要原因：一是供热量同比增加，影响锅炉负荷升高，排烟温度升高；二是2号炉春季停备消缺期间尾部烟道受热面未冲洗干净，影响排烟温度升高；三是8、9月份进行煤中添加石灰石颗粒试验，石灰石投入比例增加，使烟尘浓度增大，换热系数减弱，排烟温度升高。11飞灰可燃物完成1.17%，同比升高0.19个百分点，影响煤耗同比上升0.23

19、克/千瓦时。同比升高的主要原因：一是因锅炉尾部烟道飞灰取样装置故障，飞灰取样点改为宏泰公司三个灰库，所取灰样不能及时反应锅炉运行状态；二是7月份燃料更换二级碎煤机锤头后，使入炉煤颗粒度变化较大，导致飞灰可燃物增加；三是8、9月份进行入炉煤掺混石灰石颗粒脱硫试验，石灰石投入量大幅增加，导致飞灰量有所增加，使飞灰含碳量同比升高；四是锅炉烟气含氧量完成2.64%，同比降低0.56个百分点，使一二次风机、吸风机单耗分别同比降低0.18千瓦时/吨汽、0.39千瓦时/吨汽，同时影响飞灰可燃物升高。12炉渣可燃物完成0.22%，同比升高0.02个百分点。影响煤耗同比上升0.01克/千瓦时；同比升高的主要原因

20、：一是锅炉烟气含氧量同比降低0.56%，影响炉渣可燃物同比升高；二是1、2号炉个别冷渣器故障，导致锅炉不能均匀轮换排渣，影响炉渣可燃物增加。13. 过热器减温水量完成23.2吨/小时,同比减少1.12吨/小时，影响煤耗同比降低0.03克/千瓦时。同比减少的主要原因：2010年二季度锅炉加装防磨瓦，使今年锅炉换热面积同比减少，以及今年发电平均负荷同比降低，使过热器减温水量同比降低。14. 再热器减温水量完成13.91吨/小时，同比增加3.47吨/小时，影响煤耗同比上升0.59克/千瓦时；同比增加的主要原因：一是一季度发电平均负荷及供热量同比升高，影响再热蒸汽减温水量增加；二是入炉煤灰分（Aar）

21、同比升高0.69个百分点，影响烟尘浓度增加，换热系数增大；三是2号炉再热器减温水流量计量不准，影响再热器减温水量统计偏差大。15补给水率完成2.15%，同比升高0.11个百分点，影响煤耗同比上升0.13克/千瓦时；同比升高的主要原因：一是1-3月份由于1、2号机组热网加热器泄漏严重，疏水品质恶化，使锅炉排污量大幅增多，影响补水率增加；二是冬季厂内暖气疏水不能回收，影响补水率增加；三是对外供热负荷增加，新增工业抽汽负荷，影响补水率增加；四是5月份2号机组启动后发现部分疏水系统阀门内漏，影响补水率增加；五是化学补水至启动炉除盐水管道泄漏一次，影响补水率增加；六是非供暖期机组基本处于单机运行，并切换

22、频繁，使补水量相对锅炉蒸发量增加，影响补水率同比升高。16炉排污率完成0.44%，同比升高0.13个百分点，影响煤耗同比升高0.14克/千瓦时；同比升高的主要原因：一是2010年12月发现热网加热器开始泄漏，由于供暖期无法停止加热器进行处理，导致泄漏量增逐渐增大，热网加热器疏水品质恶化，影响炉水水质，使锅炉排污率大幅升高；二是今年5月份以来，机组每次启动前停备时间较长，使炉水水质从锅炉点火到水质合格时间较长，影响排污率升高。17机组运行负荷完成99.06兆瓦，同比降低0.96兆瓦，影响煤耗同比升高0.36克/千瓦时。以上各项小指标合计影响煤耗约为20.75克/千瓦时，较同期下降2.20克/千瓦

23、时。由于加强了各种运行参数的监视和调整，烟气含氧量、真空、主汽压力、再热蒸汽温度、端差、过热器减温水量等小指标同比有所改善，影响供电煤耗同比降低5.38克/千瓦时；由于机组停备时间增加、供暖期延长、尾部烟道受热面未冲洗干净、进行煤中添加石灰石试验、阀门内漏等设备缺陷，造成综合厂用电率、排烟温度、飞灰可燃物、补给水率、排污率、再热器减温水量、机组运行负荷等小指标完成情况不好，影响供电煤耗同比升高3.18克/千瓦时。各项小指标变化情况及影响煤耗情况详见表2。表2 小指标影响煤耗分析表序号参数名称单位2010年1-9月份影响煤耗值2011年1-9月份影响煤耗值指标完成值同比影响煤耗值同比1主汽温度5

24、37.06-0.26 536.96-0.25 -0.10.01 2主汽压力MPa12.731.69 13.080.53 0.35-1.16 3再热温度536.17-0.10 536.91-0.16 0.74-0.06 4真空KPa-94.472.62 -95.380.57 -0.91-2.06 5过冷度0.620.00 0.390.00 -0.23-0.01 6端差8.433.99 6.942.65 -1.49-1.34 7烟气含氧量3.20.26 2.64-0.46 -0.56-0.72 8综合厂用电率10.48-0.99 10.760.08 0.281.06 9给水温度236.551.00

25、 235.871.09 -0.680.09 10排烟温度150.772.23 153.872.78 3.10.54 11飞灰可燃物0.98-0.39 1.17-0.16 0.190.23 12炉渣可燃物0.2-0.13 0.22-0.12 0.020.01 13过热器减温水t24.320.21 23.20.19 -1.12-0.03 14再热器减温水t10.440.48 13.911.07 3.470.59 15补给水率2.040.05 2.150.18 0.110.13 16炉排污率0.31-0.77 0.44-0.62 0.130.14 17机组运行负荷MW100.0213.05 99.0

26、613.41 -0.960.36 合计22.96 20.75 -2.20 四、燃料指标完成情况分析（一）燃煤来、耗、存情况1入厂煤量及重点合同到货率实际来煤111.79万吨，同比减少14.84万吨，降幅11.72%。全年入厂煤全部为计划内霍林河煤，重点合同到货率完成86.57%。2发电、供热耗用原煤量实际耗用原煤109.91万吨，同比减少16.88万吨。其中发电耗煤82.13万吨，同比减少19.36万吨，降幅19.08%，主要原因：发电量同比减少影响；供热耗煤27.78万吨，同比增加2.49万吨，增幅9.83%，主要原因：供热量同比增加影响。3库存煤量年月末库存煤量1.38万吨，全部为霍林河煤

27、。（二）入厂煤质变化情况2011年入厂煤质整体变化不大，从图2我们可以看到，1月份最低，完成3069大卡/千克，7月份最高，完成3173大卡/千克，差值104大卡/千克，变化幅度3.39%。图2 入厂煤质变化情况2011年入厂热值累计完成3126大卡/千克，同比下降39大卡/千克，较考核指标下降24大卡/千克。（三）入厂入炉煤热值差完成情况实际完成2大卡/千克，同比下降2大卡/千克，节约燃料成本21万元。较考核指标下降48大卡/千克，节约燃料成本429万元。（四）入厂煤采购成本完成情况1.车板价完成情况实际完成167.24元/吨，同比下降0.77元/吨，降幅0.46%，减少煤炭采购成本86万元

28、。2.运杂费完成情况实际完成123.19元/吨，同比上升9.96元/吨，增长8.8%，增加煤炭采购成本1113万元。同比上升的主要原因：铁路运费同比上涨7.98元/吨。3.盈亏情况分析2011年来煤票重111.47万吨，累计盈吨1.55万吨，盈吨率1.39%，同比上升0.34个百分点；累计亏吨1.24万吨，亏吨率1.11%，同比上升0.05个百分点，索赔亏吨运费152万元。4.入厂标煤单价（含税）完成情况实际完成650.34元/吨，同比上升28.37元/吨，升幅4.56%，增加燃料成本1416万元。较考核指标下降6.37元/吨，下降0.97%，节约燃料成本318万元。同比上升的主要原因：一是煤

29、价影响标煤单价下降1.73元/吨；二是运杂费影响标煤单价上升30.1元/吨。其中：运杂费同比上升9.96元/吨，影响标煤单价上升22.34元/吨；入厂热值同比下降2大卡/千克，影响标煤单价上升7.76元/吨。（五）入炉综合标煤单价完成情况实际完成603.48元/吨，同比上升32.63元/吨，上升5.72%，增加燃料成本1602万元。较考核指标下降13.55元/吨，下降2.2%，节约燃料成本665万元。同比上升的主要原因：1、入厂标煤单价（不含税）全年累计完成576.61元/吨，同比上升26.16元/吨，影响入炉综合标煤单价（不含税）同比上升25.57元/吨。主要原因：铁路运费同比上涨。2、全年

30、累计耗用燃料油89吨，同比减少67吨，影响入炉综合标煤单价（不含税）同比下降0.84元/吨。3、厂内费用（含入厂入炉煤热值差）全年累计完成25.43元/吨，同比上升7.92元/吨，主要原因：由于燃料检修维护管理方式发生改变，增加燃料运行及检修维护费用影响。较考核指标下降12.24元/吨。（六）燃料油来、耗、存情况实际来油80吨，累计耗用89吨，同比减少67吨，减幅42.95%，其中点火用油62吨，同比减少57吨，减幅41.18%；助燃用油0吨，与同期持平；大修用油27吨，同比增加27吨；同期2#油罐清底损失37吨。年末存油73吨。五、主要财务指标情况分析（一）主营业务收入实现51982万元,比

31、去年同期减少5245万元，减幅9.16%，完成东北公司全年预算的98.41%，少1.59个百分点。主要因素影响1、售电量完成117217万千瓦时，同比减少21652万千瓦时，影响收入减少7243万元；2、售电价格339.17元/千千瓦时，同比增加4.65元/千千瓦时，影响收入增加545万元；3、售热量完成314.38万吉焦，同比增加21.57万吉焦，影响收入增加744万元；4、售热价格36.8元/吉焦，同比增加2.26元/吉焦，影响收入增加709万元；5、宏泰公司收入完成499万元，同比减少53万元；6、其他业务收入完成158万元，同比增加53万元。（二）主营业务成本完成45868万元，同比减

32、少2561万元，减幅5.29%，完成东北公司全年预算的93.23%，少6.77个百分点。其中：电力成本34373万元，同比降低4001万元，降幅10.43%；热力成本11024万元，同比增加1613万元，增幅6.51%；宏泰分公司成本471万元，同比减少173万元，降幅25.86%。1燃料费完成29603万元,同比减少3091万元, 减幅9.45%。影响燃料费减少的因素如下：发电燃料成本完成21658万元,同比减少3850万元。主要原因是:一是发电量同比减少23784万千瓦时,影响燃料成本减少4005万元；二是发电煤耗同比下降15.49克/千瓦时,影响燃料成本减少1162万元；三是发电标煤单价

33、同比上升33.51元/吨,影响燃料成本增加1230万元;四是供热厂用电分摊燃料费发生529万元，同比减少87万元，影响燃料成本增加87万元。供热燃料成本为7945万元,同比增加759万元。主要原因是：一是供热量同比增加21.57万吉焦，影响燃料成本上升484万元；二是供热煤耗同比下降0.08千克/吉焦，影响燃料成本减少14万元；三是供热标煤单价同比上升30.37元/吨,影响燃料成本增加376万元;四是供热厂用电分摊燃料成本同比减少87万元，影响燃料费减少87万元。2水费发生321万元,同比减少6万元, 减幅1.83%，完成东北公司全年预算的86.52%，少13.48个百分点。同比减少的主要原因

34、：一是2011年中水使用比例完成83.76%，同比下降2.29%，影响自来水水费增加38万元；二是本年发电水耗量同比减少47万吨，供热水耗量同比增加7万吨,合计影响水耗量同比减少40万吨，水费成本下降44万元。3材料费发生1038万元,同比减少188万元,减幅15.33%，完成东北公司全年预算的115.33%，多15.33个百分点。其中：变动材料费本年发生740万元，同比增加245万元。主要增加项目是：化学药品、阻垢剂增加9万元；石灰石增加236万元。石灰石同比增加的主要原因:本年进行脱硫改造项目实验，煤中掺烧石灰石比例加大，石灰石材料费同比增加较多。4职工薪酬发生3117万元，同比增加524

35、万元，增幅20.21%，完成东北公司全年预算的109.83%，多9.83个百分点，其中：其中：工资发生1856万元，同比增加344万元，增幅22.75%，完成东北公司全年工资预算的115.07%，多15.07个百分点。同比增加的主要原因：人员增加影响薪酬总额。5计提折旧费发生7087万元,同比减少40万元,降幅0.56%，完成东北公司全年预算的97.35%，少2.65个百分点。同比减少的主要原因：本年进行了食堂、浴室楼资产报废清理；同时根据东北公司资产管理要求，处置变卖部分车辆，两者影响固定资产原值的减少，折旧相应减少。6修理费发生2665万元，同比增加593万元,增幅28.62%，完成东北公

36、司全年预算的100%。其中：关联交易发生949万元，同比减少136万元，减幅12.53%。同比增加的主要原因：本年发生2#机组A检大修，大修费同比增加影响。7其他费用发生1549万元，同比减少163万元,减幅9.52%，完成东北公司全年预算的81.1%，少18.9个百分点。同比减少的主要原因：一是9月份处理存货（燃料）盘盈冲减其他费用359万元；二财产保险费同比增加12万元；三是排污费同比增加212万元；四是租赁费同比减少50万元；五是试验检验费同比增加57万元；六是会议费、董事会费减少20万元。（五）财务费用发生4490万元。同比增加540万元，增幅13.67%，完成东北公司全年预算的101

37、.04%，多1.04个百分点。同比增加的主要原因：本年贷款利率连续上调影响。（六）利润情况实现利润总额1853万元，同比减少3286万元。其中：发电利润实现1442万元，同比减少3107万元；供热利润实现232万元，同比减少325万元；其他业务利润实现158万元，同比增加53万元。宏泰分公司实现利润21万元，同比增加93万元。所得税费用累计发生485万元，净利润累计实现1368万元，比东北公司年中调整预算-598万元增加1966万元。（七）违约补偿费用及辅助服务分摊费用完成情况受发电量减少影响，2011年辅助服务合计考核101.90万元，同比增加82.58万元，其中辅助服务分摊费用考核112.

38、73万元，同比增加80.61万元；辅助服务费用奖励10.82万元，同比减少1.97万元。2011年违约补偿合计36.11万元，同比增加34.92万元，其中违约补偿返还费用100.78万元，同比增加62.96万元；违约补偿费用考核64.67万元，同比增加28.04万元：其中发生非停两次，考核20.01万元，计划曲线考核3.06万元,调度业务考核3.20万元，3月份开始增加一次调频考核，3-12月份共计考核38.4万元。受上述因素影响，1-12月份辅助服务及违约补偿合计考核65.80万元，同比增加47.67万元，影响电力收入同比减少47.67万元。（八）承包指标完成情况1资产负债率完成73.05%

39、,同比降低1.9个百分点,比东北公司考核指标73.82%降低0.77个百分点。2流动资产周转率完成6.84次,同比提高0.4次,比东北公司考核指标6.37次提高0.47次。3、EVA指标完成1036.75万元，比东北公司考核指标-2139万元增加3175.75万元。主要影响因素：一是净利润同比大幅减少；二是因净利润的减少引起的所有者权益的减少；三是财务费用（利息支出）的同比增加。4电热费回收率完成电费回收率100%，热费回收率100%。完成东北公司考核电费回收指标100%，热费回收指标100%。小结：2011年公司累计实现利润总额1853万元，同比减利3286万元，同比减利的主要原因：其中增利

40、因素：一是2011年1月份上网电价上调2.2元/千千瓦时（含税），12月份上网电价再次上调22元/千千瓦时（含税），影响电力收入增加467万元；二是补收2010年售电单价调整价差261万元；三是供热量同比增加21.57万吉焦，影响热力利润增加216万元；四是售热单价同比上升2.26元/吉焦，影响热力收入增加662万元；五是发电标准煤耗率下降15.49克/千瓦时，供热标准煤耗率下降0.08公斤/吉焦，影响燃料成本同比减少1176万元；六是计提折旧费同比减少40万元；七是处理存货（燃料）盘盈冲减其他费用359万元；八是宏泰公司利润同比增加93万元；九是其他业务利润同比增加53万元；十是营业外收入同

41、比增加534万元。减利因素：一是上网电量同比减少21652万千瓦时，影响电力利润减少3266万元；二是入炉综合标煤单价同比上涨32.65元/吨，影响燃料成本增加1602万元；三是2号机组A检，影响修理费同比增加593万元；四是人员增加影响职工薪酬同比增加524万元；五是受连续加息影响，财务费用同比增加540万元；六是2011年辅助服务及违约补偿同比增加考核48万元；七是营业外支出同比增加544万元。六、劳动生产率完成情况分析（一）职工人数2011年末公司员工期末人数212人，平均人数199人，同期员工期末人数187人，平均人数178人。2011年员工人数变动情况：增加员工31人，其中招聘大学毕

42、业生4人，从集团公司外进入1人，二级单位内部进入26人；减少员工6人，其中退休2人，调至集团公司外1人，调至二级单位内3人。（二）全员劳动生产率截止12月末，公司工业增加值累计完成16448万元，同比减少4509万元，降幅21.52%；劳动生产率累计完成82.65万元/人，较上年同期117.69万元/人减少35.04万元/人，降幅29.77。同比降低的主要原因：工业增加值较同期减少，并且员工劳动生产率人数较同期增加。（三）工资总额 累计发放1861万元，同比增加289万元，增幅18.38%，其中工资性支出为1792万元（其中发放2010年度综合业绩考核兑现250.78万元），非工资性支出（企业

43、年金4.33%）为69万元。2011年员工平均工资为8.78万元/人，同比增加0.38万元/人，增幅4.52。七、存在的主要问题1、区域电力市场竞争激烈，公司发电形势更加严峻一方面，区域电力市场“供大于求”和省间联络线受入电量等因素影响，导致全省火电机组平均利用小时同比降低225小时，东北公司火电机组平均利用小时同比降低546小时。另一方面，由于公司机组容量小，夏季热负荷不足，与大机组同期竞争处于严重劣势，二、三季度基本处于单机运行状态，2011年机组利用小时数在省内24家统调火电机组中的排名由一季度的第三名下滑至第十二名，同比落后十名。受国家政策影响，预计2012年辽宁地区用电量将低速增长，

44、全社会用电量增长幅度将低于6%，装机将增加310万千瓦，全省总装机容量将达到3530万千瓦，全省发电设备利用小时数同比下降300小时左右，在4000小时左右，统调机组大约在4100小时左右，同比下降450小时左右，电力市场“供大于求”的矛盾会愈演愈烈。2、机组运行稳定性不高，设备综合治理亟需加强2011年公司两台机组设备缺陷数量高达2206件，同比增加134件。发生影响负荷的缺陷23件，其中发生造成停机缺陷1件，影响负荷降低缺陷22件，因热电偶泄漏、高压流化风机故障、水冷壁泄漏、汽包水位故障、给煤机故障、低压缸胀差大等问题合计影响电量992.65万千瓦时。设备缺陷问题反映出设备治理仍需加强，尤

45、其是给煤机故障频繁，全年共发生14次，影响电量167.65万千瓦时。生产部门对此要引起高度重视，针对设备运行状况，及时做好设备检修维护计划，减少影响负荷缺陷的发生。3、标煤单价继续走高，导致燃料费用增加2011年由于铁路运费上涨、入厂煤热值降低、厂内费用增加等因素影响，公司入炉标煤单价同比上升32.65元/吨，涨幅5.41%，增加燃料成本1602万元。由于蒙东褐煤需求量增长较快，预计2012年褐煤重点合同将提价5%，仅此一项影响公司燃料成本增加约1000万元。4、多重因素影响，电煤供应难度加大一方面，从经济性考虑，集团内各火电厂掺烧褐煤的比例进一步加大，导致褐煤资源不足。另一方面，铁路运输能力

46、制约，直接影响褐煤供应的数量和品质。再加上公司全部燃用褐煤，品种结构单一，在运输、接卸和存储方面均存在局限性，更增加了公司燃料供应的难度。2012年，预计受褐煤需求量增加、开采成本增加、铁路运力不足等多重因素影响，燃料供应总体偏紧的形势依然不会改变。5、持续从紧的金融政策，造成公司运营资金链紧张2011年，由于受存款准备金率和贷款基准利率多次上调等宏观政策影响，银行贷款利率上调，致使公司财务费用大幅增加，贷款困难，公司面临巨大的资金压力。6、部分运行小指标下滑，影响机组的运行经济性一方面，非供暖期基本保持单机运行，且机组负荷率较低，造成各辅机单耗同比升高。另一方面，排烟温度、再热器减温水量、飞灰可燃物、补水率、排污率等指标完成情况同比下滑，影响供电煤耗升高。这里既有国家大环境的外部因素影响，也有运行工况变化、设备缺陷、运行调整等内部因素影响。各有关部门要高度重视，认真查找原因，制定整改措施并逐步加以解决。八、2012年重点工作安排（一）加大