2005’年中经济活动分析会
上半年电煤供应工作分析报告
华电煤业集团有限公司
　　今年以来，电煤供应工作在集团公司正确领导下，围绕集团公司各项任务要求，紧紧抓住市场平稳并开始出现转缓的有利时机，采取积极措施，认真分析市场形势，及时调整采购策略，较好地完成了电煤供应工作，保证了火电厂发电用煤需要，同时也尽最大努力控制了燃料采购成本。现将有关情况分析报告如下。
　　一、上半年工作完成情况及分析
　　1-4月份的煤炭供应形势延续了04年以来的紧张局面；进入五月份以来，大部分地区形势开始转向缓和，电厂库存出现持续、快速上涨，一度达到历史高位。煤价出现小幅回落，煤质稳中有升，但四川、黑龙江、云南、贵州等局部地区依然保持紧张态势。
　　上半年入厂综合标煤单价完成448.02元/吨，比04年全年平均水平上升86.75元/吨，比全国平均水平低21元/吨。
上半年其他发电集团公司入厂标煤单价分别为：519.54元/吨，512.47元/吨，437.65元/吨，432.69元/吨。华电标煤单价绝对值居五大集团的第三位。
　　各发电集团煤价均出现了大幅上涨，华电05年上半年比04年下半年入厂标煤单价上涨额度为65.08元/吨，其他发电集团公司分别为：106.81元/吨，88.85元/吨，66.66元/吨，60.82元/吨。华电上升幅度居五大集团的第四位。（上述两方面数据来源于各单位报综合部门的煤电联动表）
　　综合以上情况，在五大发电集团中，我们总体处于中间位置。其中两个集团煤价水平比我们低的原因主要有以下几方面：一是由于各集团公司火电企业分布的区域和容量不同，供煤的区域、运输流向及运距不同，形成了各集团公司煤价平均水平本身存在较大差距，华电在低价位地区耗煤量低于这两个发电集团；二是贫瘦煤等紧缺煤种华电占的比例比这两个发电集团要高，价格不占优势；三是华电用煤运输结构单一，大部分为铁路运输，使用下水煤电厂的比例较小，而提供下水煤的神华、中煤、大同等集团今年下水煤价格基本按照国家政策调整，上升幅度较其他煤矿普遍要小，其中有一个集团公司下水煤的量比较大；四是另一个集团公司在京津唐地区耗煤量大，而国家和地方政府对京津唐地区电厂用煤无论在资源、价格、运输方面都重点倾斜，而华电没有这方面的优势。
　　从分区域横向比较来看，华电在各区域的煤价控制水平整体要优于其他发电集团，如山东、湖北、四川、黑龙江等地区的煤价水平普遍比其他单位低10-20元/吨。但是个别地区如云南也存在比其他单位煤价高的情况。
　　回顾上半年工作，按照集团公司对电煤供应工作的总体要求和对市场分析预测及在去年工作总结基础上，我们在年初明确了今年的工作任务，并在上半年重点采取了以下工作措施：
　　一是在管理机制上提出了加强区域协调，进一步完善燃料“五统一”管理的要求。通过区域协调加强各电厂之间、各供应区域之间优化资源配置、优化供应结构，进一步发挥规模化经营、集约化管理的优势，降低采购成本。如：山东区域协调组通过分析对比，果断停止了山西、陕西部分山东流向的低质、高价煤的供应，并对供煤质量好的单位，在调运、结算等方面给予倾斜；将山东省内兖矿集团供十里泉、莱城的省补煤调整到邹县电厂；湖北分公司充分发挥沿江电厂水运煤的优势，加大水运煤供量，平衡到厂综合单价。通过以上措施有效的控制和降低了电厂的标煤单价。
　　二是根据部分地区市场趋缓和煤矿加强扩能改造的情况，进一步加强了与大矿协调沟通。通过加大合作深度，扩大合作内容，提高大矿兑现率、增加大矿资源，在保证老机发电用煤同时，抓好新投产机组的煤炭资源落实工作，同时为06年订货会作好准备。今年上半年，公司班子成员和各调运公司多次专题走访有关煤矿、运输单位和各级政府、行业主管部门，并与山西大同矿业集团公司、晋城无烟煤煤业集团公司、淮南矿业集团公司、阳泉煤业集团公司、郑州煤业集团、神华集团等大型煤业集团签订了供应合作协议，为落实新机生产用煤、建立长期合作关系奠定了坚实的基础。
　　三是落实集团公司“一体两翼”的发展战略，加大储运、交通等项目的开发力度，并在项目开发上取得了突破性进展。上半年，为了解决华电在山东地区电厂电煤运输制约问题，积极参与了投资石太二线建设工程；根据区域特点，在云贵川和黑龙江地区分别采用“丰存枯用和夏存冬用”的方式，共对7个储煤基地的发展前景进行调研，并在福建可门港控股成立了福建华电储运有限公司，建成后年储运量可达1000万吨，该项目将对集团公司沿海电厂的电煤供应发挥巨大作用。同时在煤炭项目投资开发方面积极协助华开投做好与河南裴沟、河北沙河、陕西黄陵、内蒙宝日希勒等项目的合作工作。
　　四是在内部管理上提出了05年为公司“基础管理年”的工作思路。从规范工作入手，细化管理，优化环节，提高效率，发挥燃料集约化管理优势的目的。上半年重点加强了合同、质量、索赔、结算、信息建设、考核等方面管理。今年陆续召开了质量、合同、结算等专题会议，提出了新形势下各项工作的原则和具体要求，同时对部分地区质量滑坡、入厂煤质较差、合同条款不够严密、奖罚条款有失公平等情况提出分类处理意见。从5月份开始，煤质已经有了明显提高。根据集团公司承包指标，完善考核机制，量化细化考核目标，层层分解，将煤价控制指标分解到各调运公司，并将考核结果与奖金、费用挂钩。同时我们通过视频会议的方式，每日召开由调运公司参加的生产调度例会，及时通报信息，随时解决问题，统一指挥调度，确保燃料系统高效运转。
　　五是认真开展党员先进性教育活动。根据集团公司党组的统一部署，认真执行每一阶段的学习、评议、整改内容，认真落实每个环节的具体要求。通过该项活动，公司整体工作水平和能力得到明显提高，塑造了“诚信经营、管理规范、团结协作、开拓创新”的企业形象。
　　自华电燃料公司成立以来，我们严格贯彻集团公司燃料“五统一”管理的战略部署，在煤炭供应最严峻的时期，发挥各方面的作用，调动一切积极因素，有效的实现了燃料跨区域、多渠道供应，为集团公司完成发电任务，提供了充足的煤量。在市场形势发生缓和的情况下，通过优化供应结构、提高煤质等措施，在煤价高位趋稳的时候，有效的控制了采购煤价。可以这样说，目前华电燃料“五统一”管理工作已经走上了平稳健康的轨道，煤业投资开发已经有了初步的成效，煤业集团正按照集团公司“一体两翼”的战略构想，在积极筹划、研究战略，相信在不远的将来，煤业集团一定会为集团公司腾飞发挥更加积极的作用。
　　二、当前电煤供应市场形势及存在问题分析
　　（一）当前电煤市场形势分析
　　今年以来，电煤市场总体形势由原来的全国性电煤供应紧张局面向局部性、区域性、阶段性供需紧张局面转变。除了云南、贵州、四川、黑龙江地区供应依然紧张、质量下滑、价格呈上涨趋势外，其他地区电煤供应形势相对缓和，电煤库存一路走高，质量有所上升，但电煤价格处于高位艰难运行，局部地区电煤价格已出现了下降趋势。
　　分地区情况看，山西、陕西、河南、山东、安徽、内蒙等产煤大省，以及山东、湖北、江苏、浙江等需求大省目前供应形势缓和，质量提高，价格稳中有降。分析主要原因：
　　一是国家宏观调控政策成效显现。2004年以来，国家相继出台了有关政策，支持能源、交通扩能改造和基础设施的建设，优先安排煤炭、石油等重点和急需物资的运输，加强电力需求侧管理，加强对固定资产投资的调控，优化调整经济结构，加速淘汰违法违规的高耗能高污染企业，压缩不合理需求，煤电运供需紧张态势得到一定控制。
　　二是电网企业加强需求侧管理。加大跨区电力电量交换力度，增加了河南输四川，内蒙、东北输华北等地区电力交易量，为缓解四川、京津唐电网电煤供应压力发挥了积极作用。随着雨季到来，水电增发，还加大了三峡电力供华中的总量和高峰电力，使得华中地区对电煤的需求趋于缓和。
　　三是铁路运输和海运都有所缓和。铁路实施扩能改造，大秦线、侯月线等线路运输能力得到较大提高，缓解了运输对电煤供应的制约；沿江电厂增加了水运煤的供应量，进一步释放了铁路运力。海运受铁矿沙等大宗物质运量减少和一部分新船下水的影响，运力明显缓和，运费呈下降趋势。
　　四是雨水充足，水电满发。今年入夏以来，水情较好，来水量明显高于去年，水力发电量的大幅增加，火力发电相对减少，很大程度上也缓解了电煤需求。
　　五是高额利润促使煤矿加大马力提高生产能力。目前煤炭行业利润率无论与其历史水平比较还是与其他行业比较都处于较高水平，煤矿企业千方百计提高生产能力，甚至超能力生产，大大提高了煤炭的可供能力。
　　另外，云南、贵州、四川、黑龙江等地区及全国个别煤种依然呈现供应紧张局面，电煤供应形势依然紧张，价格呈上涨趋势。分析原因，上述地区主要存在以下情况：
　　一是煤炭资源紧缺。产量较去年基本没有增加，加之电煤需求大幅上涨，致使电煤缺口增大。二是电煤价格与市场煤炭价格相差悬殊。煤炭企业受利益驱动，不愿供应电煤，同时电煤价格受电价的制约仍然不能与市场接轨。四川地区电煤价格与市场煤价格相差70－130元/吨，黑龙江地区电煤价格与市场煤价格相差50－80元/吨；另外省内电煤价格低于省外电煤价格，致使煤炭大量外流，加剧了本地区的煤炭供应紧张局势。三是受资源、价格因素影响，煤炭质量下滑较大。黑龙江、四川地区由于电煤与市场煤价格相差较大，加之大量优质煤入洗，致使劣质煤及洗中煤流向电厂，同时小煤窑的煤质更不能保证。
　　上述区域煤炭市场出现了“淡季旺销”的局面，下半年东北地区取暖用煤也进入煤炭市场争夺资源；四川、福建地区水电少发，火电需求量加大，将加剧该地区煤炭供应紧张局面；市场煤炭价格上涨，进一步拉大了电煤与市场煤的价格差。价格将成为下一步影响电煤供应及质量的主要因素。
　　（二）存在的主要问题
　　一是如何把握形势，实现有效调控。煤炭市场仍存在不确定因素，虽然大部地区供应形势有所缓和，但受煤矿安全生产、限产保价、铁路运输、水情、用电形势等不确定因素影响电煤市场的走势可能会出现反复，甚至再度趋紧，需要我们有充分的思想准备。同时在当前部分地区煤炭市场已出现缓和但局部地区紧张的情况下，如何因势利导，制定不同策略，实现集团公司利益最大化，是摆在我们面前的一个重要问题。
　　二是华电机组用煤结构不合理。华电火电机组贫瘦煤偏多、大矿合同量偏少、下水煤机组偏少的现状，需要我们在工作中引起高度重视，加大优化调整供应结构的力度。
　　三是在电煤高价位地区华电装机容量比例较大。自去年下半年以来，全国电煤价格一直在高位运行，四川、山东、福建、黑龙江地区上升幅度更是排在全国前列，华电在这些地区的耗煤量达到80%左右，因此，如何有效降低这些地区煤价，是实现公司经营目标的关键。
　　四是电厂燃料管理工作需要进一步理顺和加强。通过最近对电厂情况的了解，大部分电厂在燃料管理方面不同程度存在一些问题，个别电厂问题更加突出，有的电厂热值差达3-4 MJ/Kg，入炉入厂标煤单价差达100多元/吨，煤场亏煤达上万吨，这些都是非常不正常的现象，必须引起我们的高度重视。
　　五是部分电厂资金短缺，欠款严重。有些电厂由于历史和体制因素，资金筹集困难，造成供应量不足，煤价难以控制，供煤结构难以优化，甚至造成缺煤停机的危险，对电厂的经济效益和煤炭供应影响较大。
　　六是煤质有待于进一步提高。进入5、6月份以来，虽然煤质逐步提高，但仍低于去年同期水平，个别供应形势紧张的地区，煤质与电厂经济运行的要求差距较大。
　　七是部分地区煤电联动需要进一步做工作。今年华电煤电联动工作取得了很好的成绩，联动后电厂的经济效益有了一定的提高。但部分地区因政策因素，煤价上涨幅度虽然较大，没能纳入联动，需要我们争取政策，重点解决问题。
　　三、有关措施
　　电煤工作对集团公司的安全生产和经济效益至关重要，目前煤价的高位运行和部分地区资源紧张的现状对电煤工作压力很大，下半年如何采取有效措施，确保电煤供应、控制好煤价，同时在煤业投资开发方面取得实质性进展，完成集团公司下达的承包指标，将是对我们工作的重大考验。
　　（一）提高认识，加强“五统一”管理，努力完成电煤供应各项指标。
　　今年5、6月份以来，入炉煤标煤已有一定程度下降，煤质也有所提高。在这种形势下，电煤供应工作要以“有效降低燃料成本”作为头等大事来考虑。我们要在集团公司发展战略统领下，紧紧围绕集团公司的发展要求，按照年初的承包指标，奋力同心、自我加压、扎实工作，谋划燃料工作。
　　（二）贴近市场，分析形势，把握市场脉搏，及时制定各项策略和措施，快速适应市场变化。
　　发电企业面临着两个市场：电煤市场和电力市场。把握并适应电煤市场就能取得花最少的钱买最多的煤的效果，降低发电成本。因此我们将继续坚持以“市场为导向”的工作方针，紧密贴近市场，完善市场煤价监测体系，认真研究煤炭市场形势及价格走势，牢牢把握市场脉搏，按照“以数量为基础，以质量为保证，以效益为中心”的原则正确处理好电煤量、质、价三者之间的关系，进一步完善动态、超前、快速反应的决策机制，及时制定适应不同形势情况下的策略和措施，达到保量、提质、控价的目标。
　　（三）突出重点，加强协调，采取针对性的有效措施，努力控制标煤单价。
　　“三煤”--煤量、煤质、煤价是电煤工作的落脚点。要针对今年电煤工作存在的突出问题，做好“三煤”工作。首先要加强煤质管理，完善煤质三级管理体系，做好监质监装工作，督促煤矿发好煤，同时加强验收管理，在电煤市场中牢固树立公平、公正、诚信形象，促使煤矿愿意给我们发好煤。第二要加强合同管理，规范电煤计价体系，按照“公平公正、按质计价和标煤单价最低”的合同管理原则，结合各地市场情况，及时调整合同条款，降低标煤单价。第三要超前思考新机用煤工作，精细安排，按照“广开渠道、安全可靠、优质廉价、高效环保”的原则逐厂落实下半年投产和06年投产新机电煤和运力资源，煤业集团将认真做好燃料供应准备工作，确保新投产机组燃料充足、经济供应，为集团公司“新机按计划投产和投产后即赢利”的双保目标服好务。第四要继续优化调运、优化结构，发挥区域协调作用，以抓大矿兑现率为基础，发扬“三千”精神，对煤矿和铁路积极主动工作，争取有利供应条件，实现华电效益最大化。第五要根据四川、龙江等地煤炭资源紧张的具体情况，积极主动与当地省市政府部门汇报电煤供应情况及存在的问题，争取各级政府的理解和支持，同时采取灵活的价格政策，保煤发电。六是要及早开展06年订货前的准备工作，进一步落实各产煤区今明两年新增煤源情况，积极主动走访煤矿，洽谈供应意向，签订供应协议，与有关大矿继续签订中长期供煤协议。
　　（四）完善投资体系，加强投资管理，做好重点项目的投资开发工作。
　　发电企业之间通过控制上游煤炭资源获取稳定供应渠道、降低发电成本为主要内容的竞争越来越激烈。同时大型能源企业都在积极向煤电运一体化方向发展，延伸产业链，拓展企业的发展空间。在未来煤炭供应总体趋紧的情况下，发展煤炭产业，适度控制煤炭资源和运输资源，形成一定量的电煤自给能力，有利于稳定煤炭价格、控制发电成本，减少煤炭供应和运输的风险，提高集团公司盈利能力和市场竞争力。煤业集团要贯彻落实科学发展观和国家宏观调控政策，抓住机遇，实现华电集团在煤炭产业发展上的明显突破。规划到2010年，为满足华电集团6000万火电装机容量的需煤量，煤业集团电煤供应能力将达到1.5亿吨，其中煤业集团控参股煤炭企业可供5000万吨，控参股储运可供2500万吨，其余部分市场采购，为华电集团提供充足的电煤供应。围绕发展战略目标，需要进一步完善投资体系，加强投资管理，制定煤业开发投资的实施计划。今年下半年，煤业公司本着服务华电电厂用煤的原则，继续加强与国内知名煤炭企业和重点区域煤炭企业的合作，推动煤炭、储运、交通项目的进展。同时要积极慎重推进境外煤炭开发和贸易，做好进口印尼煤的前期准备工作，并充分利用福建可门港的有利地理位置，加强与澳大利亚必和必拓公司的合作；努力在煤炭资源紧缺地区、沿海地区和资产集中地投资开发储煤配送中心，全力保障华电集团的电厂用煤。
　　（五）完善管理体系，健全管理机制，夯实电煤供应基础，提高服务水平。
　　2005年是公司的 “内部管理年”，要以此为契机，加强各项管理工作。根据两个公司现有制度和煤业集团工作要求，健全煤业集团的规章制度体系，建立一套新的管理和工作标准，促进规范化、精细化管理水平再上台阶，从管理上做到凡事有人负责、凡事有人监督、凡事有章可循、凡事有据可查。强化厂内燃料管理，建立厂内燃料管理各项制度，保证厂内燃料管理工作的规范化、制度化；近期我们将对部分入炉入厂标煤单价差距大的电厂进行一次专题检查；以开展厂内燃料管理优秀单位评选活动为载体，提高煤场管理、采制化管理水平，降低入厂入炉热值差、水分差，减少煤场亏煤现象发生，内部挖潜，节能降耗。
　　本着服务的宗旨，要加强与电厂的沟通和协调，摆正服务和经营的位置，多倾听电厂的意见和建议，急电厂之所急，想电厂之所想，以良好的服务态度和优质的服务质量取得电厂的理解、信任和支持。我们要培育华电煤业的企业文化，建立为实现企业经营目标而形成的具有凝聚力的、全体员工认同的价值观，并使之融化在员工思想中、凝结在员工血液中、表现在员工行动中，同时把企业文化与企业制度结合起来，使二者相辅相成，促进企业长期、稳健发展。
　　华电煤业在集团公司领导的关心和支持下已开始运行，在下半年的工作中，我们将按照集团公司党组的部署，努力工作，保证煤炭供应，控制煤炭价格，做好煤电产业化开发，为华电集团创造良好的基础环境，全力推进华电燃料工作持续、健康、协调发展。经济活动分析报告范文经济活动
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电力公司上半年经济活动分析报告
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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637.91亿千瓦时，同比增长5.84%，完成全年计划的50.49%。其中：火电537.48亿千瓦时，占总发电量的84.26%，同比增长4.97%；水电100.43亿千瓦时，占总发电量的15.74%，同比增长10.75%。
从区域来看，华北地区的发电量占集团公司总发电量的20.45%，同比增长6.55%；东北地区占16.5%，同比增长7.82%；华东地区占31.4%，同比增长1.48%；华中地区占23.21%，同比降低3.03%；西北地区占8.45%，同比增长65.28%。
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2.51亿千瓦时，同比降低43.36%；江西减少2.26亿千瓦时，同比降低64.51%；湖南减少7.05亿千瓦时，同比降低15.12%。西北地区的青海、甘肃、宁夏来水较好，发电量增加21.28亿千瓦时，同比增长65.28%。
新投产机组对发电量增长贡献较大。新投产机组发电量11.37亿千瓦时，占发电量增量的32.3%，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593.05亿千瓦时，同比增长5.93%。其中：火电493.78亿千瓦时，水电99.27亿千瓦时。
（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7.03%，同比下降0.43个百分点。其中：火电8.13%，同比下降0.33个百分点；水电1.16%，同比下降0.62个百分点。
上半年，集团公司供电煤耗366.74克/千瓦时，同比下降1.04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137.87亿元，同比增长10.11%，与预算执行进度基本同步。其中：电力销售收入132.76亿元，占总销售收入的96.29%，同比增长9.97%；热力销售收入3.74亿元，占总销售收入的2.71%，同比增长7.65%。
电力收入中，火电114.1亿元，占电力收入的85.95%，同比增长10.39%；水电18.65亿元，占电力收入的14.05%，同比增长7.47%。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226.13元/千千瓦时，同比提高6.03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8.93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7.01元/千千瓦时。
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12.25%，内部核算电厂电力收入同比增长4.96%。
（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118.92亿元，为年度预算的51.06%，同比上升14.04%，高于收入增长3.93个百分点。其中：电力产品销售成本112.51亿元，占销售总成本的94.61%，同比上升13.83%；热力产品销售成本5.41亿元，占销售总成本的4.55%，同比上升16.32%。
电力成本中，火电成本100.57亿元，占电力成本的89.39%，同比上升13.19%；水电11.94亿元，占电力成本的10.61%，同比上升19.53%。
从电力成本构成来看，燃料成本占电力成本51.4%，同比上升2.9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58.13%，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?，电力燃料成本同比增加9.88亿元，上升20.03%；其中：因煤炭价格大幅度上涨，增加燃料成本6.99亿元。火电售电单位燃料成本同比上升14.17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3.43%，全资、控股公司成本同比上升15.04%。
（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10.68亿元，同比减少0.24亿元，下降2.17%，其中：电力产品利润同比下降8.02%；热力亏损1.71亿元，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1.48亿元。营业外支出同比减少0.55亿元。
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3.41%。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3.39亿元，下降到1.9亿元，减亏1.49亿元。
上半年财务状况保持稳定。合并资产总额899.27亿元，同比增长9.34%；负债总额573.75亿元，同比增长 13.1%；所有者权益235.23亿元，同比增长1.14%。资产负债率63.8%，同比升高2.12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16.17亿元，完成年计划的40.77%。实际到位资金31.13亿元，其中：资本金0.96亿元，银行贷款6.38亿元，企业债券22.4亿元，利用外资0.58亿元，其它资金0.81亿元。
上年结转建设规模322.6万千瓦。上半年新开工大连泰山等两个热电项目共28.5万千瓦。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49.6万千瓦。到6月底，在建规模共301.5万千瓦，其中：水电占85.57%，火电占14.43%；大中型基本建设规模占94.53%，“以大代小”技改规模占5.47%。
目前，开展前期工作的项目共73项7069.1万千瓦。其中：已上报开工报告52.5万千瓦，已批可研报告300万千瓦，已批项目建议书620.5万千瓦，已上报可研报告待批483.5万千瓦，已上报项目建议书待批2149万千瓦，正在开展初可和规划的3463.6万千瓦。
从布局和结构上看，分布范围由组建初的17个省份发展到目前的22个省份。其中：黄河上游和沅水等流域上的水电项目13个共1083.6万千瓦，辽宁核电和山东海阳等8个核电项目，蒙东等煤电基地的煤电项目、其它新建和扩建煤电项目50个共4255.5万千瓦，天然气发电项目2个共130万千瓦。
（八）生产规模扩大，现价工业总产值增加，职工人数减少，劳动生产率进一步提高。
截止6月末，集团公司系统职工期末人数75273人，比上年同期减少969人，比2003年末减少522人。
以现价工业总产值计算，上半年集团公司全员劳动生产率为31.33万元/人，同比提高16.4%。其中：火电企业劳动生产率30.65万元/人，同比提高15.8%；水电企业46.12万元/人，同比提高21%。
同志们，我们在面临诸多非常尖锐和复杂的矛盾面前，能够形成经济运行的良好局面，是非常不容易的。比较而言，我们是在老小旧机组比较多、设备长期处于高负荷运行、煤质下降、新机组投产压力大的情况下，保持了生产、基建的安全稳定局面；我们是在煤电油运供需矛盾突出、新增生产能力相对不多、市场结构发生新的不利变化、南方来水偏枯的情况下，实现了发电量的稳定增长；我们是在电煤价格飞涨、电价调整不能弥补燃料成本增加的情况下，保证了经济效益基本稳定，亏损面没有扩大，亏损额大幅下降；我们是在成立之初发展项目严重不足、电源前期竞争极其激烈的情况下，初步为合理布局、结构调整和产业技术升级，进行了规划储备；我们是在着力消除旧的体制、机制性障碍的变革搜索实践过程中，认真贯彻年初工作会议精神，坚持以增收节支，促进经济效益的稳步提高，坚持以业绩评估，促进经营管理水平的全面提升，坚持以改革创新，促进管理体制和经营机制的根本转变。是公司系统全体干部员工齐心协力、坚强拼搏的结果。
二、经营形势严峻，机遇与挑战并存，内部管理仍有薄弱环节，完成全年任务还很艰巨，要把握主要矛盾，趋利避害，巩固和发展上半年良好势头
综观当前和今后的经营工作：
第一，外部市场环境存在诸多不利因素。一是电煤供应紧张、煤质下降、价格大幅上扬，严重危及设备运行的安全性和经济性，严重影响经济效益的稳定和提高。上半年，集团公司供煤量低于耗煤量，截止6月底，实际库存煤同比下降69.65万吨,下降幅度达33.92%。阜新、娘子关、平圩、姚孟等大部分电厂库存煤经常处于警戒线以下，造成部分机组降负荷运行，甚至被迫停机检修。入厂煤平均低位热值同比下降5.09%，造成设备磨损严重，锅炉效率降低，?机耗电增加，助燃用油上升。上半年，因电煤价格上涨，集团公司增加燃料成本高达近7亿元，已有的电价政策难以平衡。进入七月份后，第三轮煤价上涨又起，河南、山西、东北等地区煤炭企业纷纷要求涨价，有的煤炭企业要求计划内价格增长幅度高达44%，几乎影响到所有火电企业，给正常生产经营带来严峻挑战。二是电力市场不规范和市场结构变化存在不利影响。在国家多次规范电价管理的情况下，上半年，批准的基数电量安排不到位、自行组织竞价和计划外电量、压低或变相降低电价的现象，在相当多的地区仍然存在。一些区域因市场结构变化等原因，造成市场份额下降。如上半年，上海地区区外来电的增加和新机组投产，使集团公司电厂的发电量同比大幅降低。上海用电量同比增长13.2%，上海当地电厂发电量同比增长1.2%，集团公司电厂发电量同比下降5.76%。受水情不好影响，有些电厂有价无量，争取到的电价政策不能发挥作用，下半年难以出现恢复性增长。三是银根适度紧缩，银行实际执行利率上浮空间扩大，实际利率上升，将加大资金成本，也增加了电热费回收难度。
第二，迎峰度夏、防洪度汛面临严峻考验。一是设备可靠性要求提高。一方面今年以来电煤质量下降直接影响设备健康状况，另一方面夏季用电要求调峰能力提高。二是防洪度汛压力加大。目前正值主汛期，沅水上的三板溪已进入施工高峰期，在建项目较多的黄河来水好于去年，公伯峡又是今年计划投产的关键项目。
第三，企业管理仍存在薄弱环节。一是一些企业违规违纪问题仍然存在。上半年审计检查、财务整顿和业绩评估工作中，发现一些单位违反国家财经纪律，违规经营的现象并未杜绝，与集团公司反复强调的法制化、规范化管理要求仍然存在很大差距。有的单位私设“小金库”、账外帐，编制虚假工程，人为调整消耗指标，截留收入利润，乱挤乱摊成本，关联交易很不规范等。有的违纪金额较大，问题性质还很严重。二是部分单位计划和预算指标完成存在较大差距。
第四，核心竞争力有待加快培育和壮大。一是前期规划形成的布局和结构，要加快推进，尽快形成电力生产力，形成规模和结构优势。二是集团公司组建以来，坚持不懈为之实践的，符合集团公司特点和适应市场化要求的，在继承旧体制的历史遗产同时开辟未来的专业化、集约化的管理模式，要进一步实践并完善，破中求立，立中完备。三是在稳步向电力相关产业延伸发展的多元化和成员单位组织形式的多样性格局中，实现条条块块的紧密结合。四是做到任何内部资源，都不会作为公司增长和发展的“瓶颈”。
同时，我们也有许多有利条件：
第一，国民经济仍将保持快速发展，用电需求也会继续呈现旺盛的局面。随着国家宏观经济调控措施逐步到位，我们有理由相信，煤电油运供求紧张的局面将得到缓解。同时，集团公司的辽宁和海阳核电项目、黄河水电基地、蒙东等煤电基地已经纳入国家能源中长期发展规划，新的产业政策为集团公司发展提供了广阔的空间，面临难得的发展机遇。
第二，改革逐步深入。电力市场监管力度正在加大，“三公”的市场环境将逐步形成。国有企业改革继续深化，建立现代企业制度、分离企业办社会职能、推进主辅分离的配套措施已经或正在到位。内部改革全面展开，职工对改革的承受能力正在增强。曾经困绕集团公司的黄河公司资产债务重组、价格税收问题等突出困难和矛盾已经或正在得到解决。
第三，集约化、专业化管理体制格局初步形成。工程分公司、运行分公司、资金结算管理中心、新型燃料管理体制的作用已经显现。比较而言，集团公司成本利润率居于较高水平，成本竞争优势正在逐步形成。
世界上唯一不变的就是变化，我们要视变化为机遇，善于变中求胜。集团公司组建以来的工作，充分体现了在追求变革的同时，敢于引领变革。要树立信心和勇气，不被暂时的困难所吓倒，把握主要矛盾，积极主动地趋有利于企业健康成长之利，避妨碍经济效益提高和国有资产保值增值之害，采取更加有力的措施，努力做好下半年的工作。
三、振奋精神，迎难而上，完善措施，狠抓落实，继续坚持以增收节支、业绩评估、改革创新推动重点工作开展，确保全年任务完成
（一）加强安全生产管理，保证发电设备安全、稳定、经济运行。
切实落实安全生产责任制。进一步贯彻落实党中央、国务院关于加强电力安全生产工作的指示精神和集团公司的要求，坚持“安全第一，预防为主”的方针不动摇。认真学习集团公司安全政策声明，牢固树立“任何事故都是可以避免的”安全管理理念，践行对社会的庄严承诺。认真吸取川东特大井喷等事故的沉痛教训，落实各级安全生产责任制，切实把安全生产工作做细致、做扎实、做深入。
确保迎峰度夏和防洪度汛安全。当前，正值迎峰度夏、防洪度汛的关键时期，要克服松懈麻痹思想，以高度的政治责任感和严谨科学的工作态度，完善各项组织措施和技术措施，保持与电网调度部门的紧密联系，密切关注汛情的变化，认真做好应急预案。水电厂和有水电工程?设的单位，要保持与防洪部门的密切接触，认真做好主汛期防汛检查，确保安全工作万无一失。
确保体制改革过程中安全生产局面的稳定。做好运行、检修和辅业分离体制改革过程中的安全管理工作，务必做到责任落实、措施得力、监督到位。
加强设备运行和检修管理。发生机组非计划停运的单位，要认真分析原因，在设备检修、运行管理和技术监督等方面采取有力措施，提高设备可靠性，经得起高负荷下安全稳定运行的考验。针对当前煤质下降的实际，要做好运行分析和燃烧调整，提高运行效率，最大限度地减少非计划停运。
做好新机投运准备工作。下半年，公伯峡1＃、2＃机组，碗米坡3＃机组，景德镇扩建机组和洪泽热电机组都将陆续按计划投产，要做好相关准备工作，保证新投产机组安全稳定运行。
（二）以市场为导向，有重点地推进市场营销。
加强燃料管理。密切跟踪煤炭市场变化，加强与煤炭、运输、电网和其它发电企业的协调，发挥区域燃料公司的作用，全面加强煤炭量、质、价的管理，严格执行集团公司燃料供应预警和价格协调制度，确保发电用煤的连续稳定供应和合理库存，努力抑制煤价进一步上升。东北地区的电厂要继续做好霍林河煤炭掺烧工作。
努力开拓市场。江西、东北、河南地区的电厂，要充分发挥现有发电能力，尽快扭转发电量增长低于市场用电量增长的局面。上海地区的电厂要加强与电网企业和政府部门的沟通和联系，确保年度发电量计划完成。各水电厂要密切关注水情变化，合理调度，提高水能利用率。
全面落实电价政策。已经出台的电价政策要确保执行到位。积极配合国家发改委、电监会组织开展的全国电力价格专项检查，确保电价“三统一”政策的落实，防止压低或变相降低上网电价，纠正对发电企业的不合理收费，促进电力市场的规范运作。
完善区域市场竞价的各项准备。在区域电力市场模拟运行基础上，掌握规则，熟悉模式，适应监管，研究市场，了解同行，完善策略，实现增供扩销、增产增收。
加大电热费回收力度。随着内部电厂价格独立和资金市场变化，预计电热费回收难度将会加大。此项工作必须常抓不懈，不要把矛盾积累到年底，确保正常的资金周转。
（三）进一步加强经营管理，巩固和扩大经营成果。
严格控制成本。按照增收节支50条要求，继续严格控制生产成本、经营成本、管理成本、发展成本和改革成本，抓住每项成本控制的关键环节和关键因素，把成本控制落到实处。要把燃料成本的管理放到突出位置，防止固定成本“前低后高”。
继续疏导电煤价格矛盾。积极争取新的价格政策，努力实现燃料成本的收支平衡，缓解生产经营的严峻局面。各供热单位要立足于热力价格在当地突破，扭转热力连年亏损局面。
狠抓扭亏增盈。集团公司决定全部亏损企业在两年内都要彻底实现扭亏为盈。扭亏增盈是开展“增收节支年”活动的重要内容。要不因当前遇到的特殊困难而气馁，扭亏决心不变，扭亏目标不变。从加快老厂发展、深化内部改革、挖掘管理潜力、用好国家政策四个方面，推进扭亏增盈。
加强现金流量管理。资金结算管理中心应该作为集团公司的“司库”，围绕这一目标，进一步完善资金集中管理体系，巩固银行帐户清理成果，加大资金集中管理力度，加强资金监管，继续发展好内部资金市场，加强资金运作，满足生产经营和发展资金需求，为下一步财务公司的运作奠定基础。巩固上半年财务费用大幅降低的成果，确保对利润的贡献不滑坡。
完成清产核资。在上半年财务清理、资产清查基础上，完成下一步损益认定、资金核实等工作，认真处理历史遗留问题，全面执行新的企业会计制度。努力完成厂网分开改革的资产财务接收工作。
加强工程造价管理。发挥“标杆电价”机制对工程成本的约束作用，按社会平均成本衡量工程建设成本，塑造成本竞争优势。坚持从严格审查初步设计、落实执行概算、优化设计和施工方案入手，严格控制工程造价。
加强监督检查成果的运用。切实抓好审计监督、效能监察、财务整顿、业绩评估中发现问题的整改落实。进一步规范关联交易，真实核算收入和生产、工程成本，杜绝人为调整指标的行为。重视和加强财务管理基础工作。
（四）加快前期工作，确保开工投产，尽快形成生产能力。
确保计划投产项目按期投产。公伯峡、景德镇和碗米坡项目能否按期投产，是完成全年基本建设目标的关键。要重点推动，及时解决实际工作中遇到的问题，保证新增134.1万千瓦装机目标的全面实现。
确保前期工作及时推进。计划开工的11个项目，大部分进入开工报批准备阶段，任务很重，不能有丝毫松懈。平圩项目一定要保证按期开工，贵溪、分宜、漕泾项目要尽快落实开工的九项条件，新乡、平东、永济项目要加紧催批可研报告，同时做好其他开工条件的落实工作。争取开工的12个项目，要加快前期报批和施工准备，力争尽早开工建设。进一步加快核电、煤电基地等项目的前期工作步伐。
确保建设资金的需要。要安排好资本金的平衡，优化融资方案，兼顾满足资金需求和降低资金成本。加快项目公司组建，为落实融资创造条件。
（五）推进资产重组和资本运作，扩张经济规模和提高盈利能力。
在上半年完成吴泾六期资产并购的基础上，围绕核心资产扩张、较高经济回报、市场份额拓展和资源整合，下半年重点抓好四个方面：一是完成与霍煤集团的资产重组，结合解决黄河公司不合理的资产债务结构，推动黄河上游的重组。二是继续推进中电国际海外上市。三是完成财务公司购并。四是完成鲤鱼江的重组和开封发电股权的收购。同时，研究出售淘汰不具备控制力的发电股权，努力推进“一厂多制”问题的逐步解决。
（六）落实改革的各项配套措施，促进深化内部改革。
要解决集团公司深层次的问题和矛盾，完善形成符合市场要求和集团公司特点的管理模式，破除旧体制的弊端，必须走深化改革和专业化、集约化管理之路。
落实好各项配套措施。一是建立新体制下发电、检修和辅业公司的安全管理模式、安全责任体系，建立与之相适应的各项制度。二是建立和完善新体制下的劳动分配关系、财务关系、结算关系，促进新机制的形成。三是建立和完善与燃料、工程、运行、检修、物资等专业化、集约化管理相适应的、与改革目标相统一协调的财务经济关系。
落实委托管理责任。为优化区域资源配置，集团公司调整了三级管理构架，三项责任制考核相应调整。二级单位要切实承担起在安全生产、经营管理和发展建设上的委托管理责任，各项工作尽快到位。
实践以“一元化”管理“多元化”。通过进一步整合内部资源，坚持统一的战略布局、统一的企业文化、统一的规范标准、统一的业务流程、统一的财务审计控制、统一的考核评价、统一的人力资源开发机制、统一共享的信息资源，以及“策划、程序、修正、卓越”的精神，实现以“一元化”管理“多元化”。
（七）加大监督力度，促进企业依法经营和健康发展。
完善监督体系。建立健全财务监督、审计监督、派出董事监事和财务总监、纪检监察和法律监督各自履行职责、并相互协作配合的监督管理体系，构筑防范经营风险的防线。
建立和完善审计监督机制。建立专业审计队伍与特聘审计队伍相结合，内部审计力量与借助外部中介审计相结合，审计监督与其它监督相结合，以自上而下的审计为主并与各单位自我监督相结合的审计监督机制。集团公司决定：在当前深化内部改革过程中，各单位必须保持一支必需的专业审计力量。到明年底，完成对系统内各单位的第一轮审计。对不具备上岗资格要求的审计人员，限期调离审计工作岗位，也不能从事财务岗位的工作。
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