2000年6月份财务分析(上半年度).doc

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1、 上 半 年 财 务 分 析 报 告 2000年7月18日徐州华润电力有限公司 生产经营财务分析报告（迄2000年6月30日止）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

2、 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

3、，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280000246431445892234111

4、2131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215981619.32961

5、1.3517959431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 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

6、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 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

7、元。图二：华润电力97年2000年1-6月累计厂用电率（%）示意图 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. 发电煤耗率 2000年6月，发电煤耗为330gkWh，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

8、，节约标煤2891.78吨。图三：华润电力97年-2000年1-6月累计煤耗率比较示意图燃料消耗情况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 售电量万千瓦时137133105062

9、32071 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

10、瓦时0.006-0.006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 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

11、时，增加经营利润825万元。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。 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。 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

12、费用4780万元，增加经营利润4780万元。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。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。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。 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。1999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

13、析 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。 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

14、） 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

15、 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

16、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8431.19 23.86 9431.48 28.79 9611.35 32.35 水费60.00 0.17 88.62 0.27 88.00 0.30 材料424.80 1.20 461.98 1.41 55

17、0.00 1.85 工资及福利1136.03 3.21 1667.31 5.09 1631.90 5.49 折旧费10658.75 30.16 9378.15 28.62 9072.69 30.53 修理费1480.38 4.19 1302.52 3.98 1309.20 4.41 其他费用1601.33 4.53 2616.73 7.99 2031.78 6.84 销售费用669.82 1.90 财务费用10823.87 30.63 7768.58 23.71 5359.22 18.04 税金及附加49.54 0.14 46.83 0.14 59.30 0.20 合计35335.711003

18、2762.20 100.00 29713.44 100.00 从上表可以看出：随着电量的增加，燃料、水费等变动成本所占比重逐步提高；财务费用随着还本付息力度的加大，所占比重由1999年上半年的30.63%下降到18.04%。二、电价、成本、利润关系分析 可以看出：电价从98年以来，由于省电力公司调整电价及竞价电价的影响是逐步降低的；单位售电成本大幅度降低的，主要是合营公司加强管理，节能降耗，加大还本，力控成本；单位售电利润逐年提高的。三、成本完成情况表项目名称单位2000年1999年增减额六月累计六月累计六月累计一、变动成本万元1633969918109520-177179其中：燃料万元161

19、9961117959431-176180 水费万元14881589-1-1二、固定成本万元244814596267715427-229-831其中：材料万元97550104462-788工资及福利万元26916322861667-17-35 折旧费万元1512907315659378-53-305 修理费万元2181309217130316 其他费用万元35220325052617-153-585三、税金附加万元10591047012四、财务费用万元823535912667769-443-2410五、销售费用万元00126630-126-630售电成本合计万元49142971358893339

20、3-975-3680四、售电成本分析自2000年1月1日至6月30日止，售电成本累计完成29713万元，比去年同期减少3680万元，其变化情况：1、燃料费用：一至六月份燃料成本为9611万元，同口径与去年同期相比增加180万元，影响因素如下： 发电量比去年同期增加32458万千瓦时，增加燃料费用支出2811.03万元。 发电煤耗较去年同期每千瓦时降低2克，节约标煤2891.78吨，降低燃料费用58.05万元。 厂用电率比去年同期降低1.1%，多供电量1508.46万千瓦时，节约标煤5264.54吨，降低燃料费用105.67万元。 综合标煤单价为200.73元/吨，比去年同期每吨降低51.53元

21、，降低燃料费用2467.31万元。 2、自2000年1月1日至6月30日止，水费完成88万元，比去年同期减少1万元，主要因为发电耗水率比去年有所降低造成的。 3、 自2000年1月1日至6月30日止，材料费完成550万元，比去年同期增加88万元。材料费增长的主要原因是由于发电量比去年同期增加32458万千瓦时，导致发电用树脂、化学等运行用材料费用增加133万元。 4、自2000年1月1日至6月30日止，工资及福利费完成1632万元，比去年同期降低35万元，主要原因是去年上半年发电量为112131万千瓦时，实际计提工资1121.31万元，董事会奖励308万元计入上半年成本。 5、自2000年1月

22、1日至6月30日止，折旧及修理费完成10382万元，比去年同期减少299万元，主要原因是合营公司采取分类折旧，使折旧费用比去年同期降低299万元。6、自2000年1月1日至6月30日止，其他费用完成2032万元，比去年同期降低586万元，剔除99年度发生的低值易耗品268万元、绿化费370万元，实际上与去年基本持平。7、自2000年1月1日至6月30日止，财务费用完成5359万元，比去年同期降低2410万元，主要原因是合营公司加大还本力度，长期借款降低及归还10000万元债券的影响。8、自2000年1月1日至6月30日止，销售税金及附加完成59万元，比去年同期增加12万元，主要原因是实现增值税

23、比去年同期有所增加。 第四部分 资 金 运 作 情 况一、 借款变动情况 年初长期借款余额为 134638万元，债券余额为28200万元，分析如下： 项目年初余额（万元）期末余额（万元）备注长期借款134638134638其中：建 贷5362053620 省 投3000030000 市 投8023.508023.50 华 润42994.5042994.50应付债券2820018200 合 计172838162838 二、还本情况 至2000年6月30日，合营公司还贷133913.50万元（其中：省电力公司归还本公司配套工程款37359万元）， 分析如下： 投资方还 款 额（万元）还款总计（万元

24、）九七年九八年九九年二000合 计250002840870505.510000133913.5开 投23000500028000省 投75121800020512市 投2000850050011000华 润739652005.559401.5债券1000010000三、付息情况 投资方付 息 额（万元）付息总计（万元）九七年九八年九九年二000合 计304672375212794428071293开 投1085164924226172323292省 投57695480308794715283市 投151417246572534148华 润12333100564824135728570 第五部分

25、 竞价上网情况分析 1999年9月，江苏省计经委、物价局和电力局推出了部分发电企业离线期货竞价上网的运作规则，今后将逐渐走向全面化的线上现货上网竟价。该规则规定竞价电价由单位变动成本、税收及合理利润等因素构成。合营公司适时成立了竞价领导小组及工作小组，积极稳妥的参加了去年9-12月份的竞价。2000年1月，通过竞价中标4000万千瓦时，竞价电价为含税价0.162元/千瓦时；3-6月份，合营公司积极参加竞价且竞价电价稳步有所提高。现将竞价情况简要分析如下：一、 2000年公司竞价发电情况表 单位：万千瓦时、元/千瓦时月 份全省竞价额度投标最高限价省中标最高价省中标最低价省中标平均价公司投标电量公

26、司中标电量公司中标电价1300000.3560.2400.1500.201800040000.1623400000.3560.2200.1850.2101000041000.1994350000.3560.2080.1990.204400029000.2085400000.3560.2200.1900.203800020790.2106400000.3560.2060.1850.2021200050000.201合计1850000.3560.2180.1830.20442000180790.194 合营公司今年上半年竞价中标电量为18079万千瓦时，平均竞价含税电价为0.194元/千瓦时，比省

27、中标电量平均电价0.204元/千瓦时微低，竞价电量已获销售利润1334.55万元。具体获利情况如下图： 图五： 2000年月度竞价收入、成本、利润示意图二、主要竞价指标表项目单位六月累计计算依据发电量万千瓦时500018079售电量万千瓦时4736.9717150.66一、售电收入万元813.792845.05售电量*竞价电价/1.17二、竞价成本万元414.601507.45 1、燃料万元328.751196.45售电量*燃料单位成本 2、水费万元2.8510.87售电量*水费单位成本3、工资及福利万元57206.10竞价电量*0.01*1.144、其他费用万元2694.01其中：工会经费万

28、元13.62竞价电量*0.01*2% 待业保险万元13.62竞价电量*0.01*2% 住房公积金万元1554.24竞价电量*0.01*30% 劳保统筹万元832.53竞价电量*0.01*18%三、税金及附加万元1.153.97售电收入*0.14%四、竞价利润万元398.041334.55五、竞价单位成本元/千瓦时0.08750.0879竞价成本/售电量六、竞价单位利润元/千瓦时0.08400.0778竞价利润/售电量 三、有关分析及简评通过分析，合营公司今年上半年竞价上网电量17150.66万千瓦时，单位竞价利润为0.0778元，增加经营利润1334.55万元。 今后合营公司应进一步加强竟价上

29、网的组织领导，搞好竞价电量的动态成本分析；通过及时、全面了解国家法规、政策，认真学习，仔细分析、研究有关竞价文件，借鉴其他试点发电企业的成熟经验，做好准备工作，把握市场主动权；保证机组运行的安全可靠性，真正做到高峰迎得上，低谷降得下，以适应电网调度的要求，特别要防止事故停机，失掉当月发电机会；要建立竞争情报体系，充分了解竞争对手情况，发挥本公司的有利条件，保证合营公司竞价上网的优势；目前公司要进一步强化、细化全面预算管理，完善成本核算网络，力控成本和费用支出。第六部分 主要财务管理指标分析一、 电价与单位成本2000年上半年，我公司上网平均含税售电单价为0.3631元/千瓦时，与去年同期的0.

30、3972元/千瓦时相比每千瓦时降低0.0341元，主要原因是省电力公司调整电价，合营公司电价下调1分钱。上半年平均单位燃料成本为0.0701元/千瓦时，与去年同期的0.0898元/千瓦时相比每千瓦时降低0.0197元，降低的主要原因一是标煤单价降低51.53元/吨。二是供电煤耗率降低7克/千瓦时。上半年平均单位成本为0.2167元/千瓦时，与去年同期的0.3174元/千瓦时相比每千瓦时降低0.1007元，降低的主要原因一是单位变动成本比去年降低0.0199元/千瓦时；二是本月固定成本总额比去年同期有所降低；上网电量比去年同期增加32071万千瓦时，单位固定成本降低0.0404元/千瓦时。具体构

31、成如下： 单位上网电价构成表序号项 目2000年6月累计1999年6月累计单位单价（元/千瓦时）占售电价(0.3103) %单位单价（元/千瓦时）占售电价(0.3431) %变动费用0.070722.780.090626.401燃料费0.070122.590.089826.172水费0.00060.190.00080.23固定费用0.106534.320.146842.793材料0.00411.320.00441.284工资及福利0.01193.830.01594.635折旧费0.066221.330.089326.036修理费0.00953.060.01243.617其他费用0.01484.

32、780.02497.24发电生产成本0.177257.100.237469.198财务费用0.039112.600.073921.549税金及附加0.00040.130.00050.1510销售费用0.00561.63总成本费用0.216769.830.317492.51利润0.093630.170.02577.49合计0.31031000.3431100图表七：电价构成情况表二、 主要财务比率指标分析1、 资产负债率：合营公司上半年资产负债率为73%，比去年同期的82.24%降低9.24个百分点，主要原因是今年归还债券10000万元，累计还本情况较好，长期借款降低，公司经济效益较好，资产负债

33、率的降低，减少了股东方和债权方的股权和贷款风险。2、 流动比率：合营公司上半年流动比率完成168%，比去年同期的158%增长10个百分点，表明公司本月流动比率水平较为理想，一般认为电力生产企业合理的最低流动比率为2。3、 利息保障倍数：合营公司上半年利息保障倍数为3.39，比去年同期的1.35倍增加2.04，表明今年累计经营所得是利息支出的3.39倍，与去年同期相比具有较好的盈利水平。4、 存货周转率：合营公司上半年存货周转率完成4.65次，比去年同期的3.83次降低0.82次，表明公司存货占用资金与去年同期相比有所增加，但与同类型电厂相比，库存量相差较大，占用资金较大，经营压力增大，应加强存

34、货管理和控制。5、 股本收益率：合营公司上半年股本收益率完成28.02%，比去年同期的5.89%提高22.13个百分点，表明公司盈利水平高于去年同期，股本投资所带来的收益也远远高于去年同期水平。第七部分 下半年经营成果预测根据省电力公司全年电量计划及电量竞价情况，结合公司实际成本水平，对公司下半年生产经营有关情况预测如下： 单位：万元、万千瓦时项 目全年累计数上半年下半年预测七月份预测实绩合计基本电量竞价电量合计基本电量竞价电量一、发电量2800001445891354111094902592124367203674000二、供电量2611851371331240529958324469229

35、05191453760三、销售收入79691425523713932956418369826336646四、销售成本49203242952490822513239540383700338 1、变动成本197079699100088036197316211354267 其中；燃料19535961199247967195816071342265 水费1728884691514122 2、固定成本294961459614900144784232417234671 其中；材料11085505585589595 工资及福利费317616321544124829527823246 折旧费184459073

36、9372937215121512 修理费2617130913081308218218 其他费用415120322119199212731428925五、税金及附加11159524661082六、财务费用10282536049224922827827七、销售利润200941283872565475178221071801306八、其他利润826611九、营业外收支1001001000十、利润总额200021284071625381178221081802306十一、所得税150096353740413415813523十二、净利润185021187766254977164819501667283

37、预测有关说明：1、 电量：省电力公司下达的年度发电基本电量计划2360000万千瓦时，公司预测竞价电量44000万千瓦时；下半年电量为全年电量剔除公司上半年实绩144589万千瓦时（其中竞价电量18079万千瓦时）；2、 售电收入：基本电量电价每千瓦时按含税0.3872元，竞价电量含税电价每千瓦时按0.201元；3、 燃料费：单位成本每千瓦时按0.08元，标煤单价为207.55元/吨，发电煤耗率为331克/千瓦时，考虑到下半年燃油价格有所提高的因素影响；4、 水费：按照每月14万元预测，考虑到生产用水、生活用水、水资源费及冲污费用等；5、 工资及福利：工资按度电一分钱提取，福利费按工资总额的1

38、4%提取；6、 折旧费：按分类折旧率计算；7、 大修理费：按固定资产原值的1%予提；8、 材料：考虑机组小修用料，材料单位成本按每千瓦时0.0060元预测；9、 其他费用：按单位成本每千瓦时0.02元预测；10、 税金附加：按销售收入的0.14%预测（税负14%）；11、 财务费用： 134638*6.21%+5000*5.93%+18200*6.93%+10000*11%/2 =10282（万元） 下半年预算数：10282-5360=4922（万元）12、 所得税：按全年实现利润总额的7.5%予缴。结论 ： 若全年完成发电量280000万千瓦时（其中竞价电量44000万千瓦时），可实现税前利润20002万元，净利润18502万元。 若七月份完成发电量24367万千瓦时（其中竞价电量4000万千瓦时），可实现税前利润2108万元，净利润1950万元。第八部分 存在的问题及改进措施 综合以上分析，合营公司上半年在生产经营方面比去年同期相比取得较大的成绩，但仍存在一些问题，应引起足够重视，在今后的工作中加以解决，主要包括：1、 上半年全社会累计用电量454.58亿千瓦时，比去年同比增长14.69%。根据上半年用电需求及用电增长走