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,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603.48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%,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 | 221 | 175 | 46 | 79.19 | 10.02 | 3.12 |
锅炉 | 510 | 501 | 9 | 98.24 | 23.12 | 3.40 |
电气 | 417 | 405 | 12 | 97.12 | 18.90 | 6.14 |
燃料 | 502 | 498 | 4 | 99.20 | 22.76 | 0. |
化学 | 229 | 221 | 8 | 96.51 | 10.38 | -8.55 |
热工 | 327 | 309 | 18 | 94.50 | 14.82 | -4.74 |
合计 | 2206 | 2109 | 97 | 95.60 | 100 |
(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1197万千瓦时的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。
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0.02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;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℃,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.%,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/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.%,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: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)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 | ℃ | 537.06 | -0.26 | 536.96 | -0.25 | -0.1 | 0.01 |
2 | 主汽压力 | MPa | 12.73 | 1.69 | 13.08 | 0.53 | 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 | -94.47 | 2.62 | -95.38 | 0.57 | -0.91 | -2.06 |
5 | 过冷度 | ℃ | 0.62 | 0.00 | 0.39 | 0.00 | -0.23 | -0.01 |
6 | 端差 | ℃ | 8.43 | 3.99 | 6.94 | 2.65 | -1.49 | -1.34 |
7 | 烟气含氧量 | % | 3.2 | 0.26 | 2. | -0.46 | -0.56 | -0.72 |
8 | 综合厂用电率 | % | 10.48 | -0.99 | 10.76 | 0.08 | 0.28 | 1.06 |
9 | 给水温度 | ℃ | 236.55 | 1.00 | 235.87 | 1.09 | -0.68 | 0.09 |
10 | 排烟温度 | ℃ | 150.77 | 2.23 | 153.87 | 2.78 | 3.1 | 0.54 |
11 | 飞灰可燃物 | % | 0.98 | -0.39 | 1.17 | -0.16 | 0.19 | 0.23 |
12 | 炉渣可燃物 | % | 0.2 | -0.13 | 0.22 | -0.12 | 0.02 | 0.01 |
13 | 过热器减温水 | t | 24.32 | 0.21 | 23.2 | 0.19 | -1.12 | -0.03 |
14 | 再热器减温水 | t | 10.44 | 0.48 | 13.91 | 1.07 | 3.47 | 0.59 |
15 | 补给水率 | % | 2.04 | 0.05 | 2.15 | 0.18 | 0.11 | 0.13 |
16 | 炉排污率 | % | 0.31 | -0.77 | 0.44 | -0.62 | 0.13 | 0.14 |
17 | 机组运行负荷 | MW | 100.02 | 13.05 | 99.06 | 13.41 | -0.96 | 0.36 |
合计 | 22.96 | 20.75 | -2.20 |
(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。
(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4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。
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、全年累计耗用燃料油吨,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: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101.04%,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112.73万元,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.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%,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148万元,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2万元,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。
受国家影响,预计2012年辽宁地区用电量将低速增长,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,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)加大市场营销力度,提升经营绩效管理水平
一是充分利用公司蒸汽网投入运行的有利条件,认真研究,与省经信委,省电网公司保持经常性联系,积极争取较好的年度电量计划,确保实现2012年发电设备利用小时5100小时的目标任务;二是在保证安全生产的前提下,进一步提升公司供热能力,最大限度发挥机组的供热潜能;三是全力做好星海湾蒸汽供应工作的同时,继续积极跟踪、拓展周边蒸汽负荷市场,努力扩大长期,均衡的夏季供热负荷,尽可能降低非供暖期机组的停备风险。
(二)全面提高设备管理水平,确保设备长周期安全运行
一是坚持抓好点检定修管理和管理人员到岗到位的工作机制。完善设备检查、缺陷处理奖惩机制,严肃执行安全生产奖惩制度,充分调动各专业人员、运行及维护人员的工作积极性,提升设备巡检、点检、维护工作水平;二是坚持缺陷分析制度,完善设备缺陷预控措施,确保缺陷处理及时到位。加大设备隐患排查和消缺工作力度,保证设备健康运行;三是严格执行检修标准化管理,实现机组等级检修创全优的目标。梳理2011年等级检修过程中存在的问题,找出深层次原因,切实做好整改。周密策划,优质高效的完成1号机组A修;四是进一步加强环保设备运行和维护。确保脱硫设施投运率、脱硫效率以及各种污染物排放满足要求,稳步提高环保设施运营水平。加快推进脱硫改造科技项目的实施,显著降低二氧化硫排放量,切实规避环保后续风险。
(三)加大机组运行指标的管控力度,提升机组经济运行水平
一是坚持月计划指标下达适度从紧原则,充分发挥计划对生产组织及运行经济水平的引领作用;二是不断丰富并加大月度综合绩效考核奖惩指标内容和激励力度,极大地调动运行人员精心操作、抢电稳热的积极性;三是深化经济活动分析,不仅要召开月度、季度、年度公司经济活动分析会议,各部门、各班组,各值也要定期展开经济活动分析,做到人人参与,为提高公司运行经济性献计献策;四是加强运行过程管理,完善运行指标管理,加大主要经济运行指标奖惩力度,调动一线员工积极性,赶超同类型机组指标标杆值。
(四)加强成本控制,确保节能降耗收到实效
一是借助预算管理平台和综合业绩考核责任管理机制,分解指标,明确责任,确保成本管理落到实处;二是注重过程管理,进一步规范费用使用程序,加强资金的统筹管理和使用,本着量入为出的原则,做到有计划合理安排使用资金;三是加强预算控制,及时跟踪掌控各项费用支出,做到预算指标可控在控;四是强化燃料成本管理,努力降低标煤单价,继续做好燃煤采、制、化管理与监督,严格控制热值差和炉前费用。准确制定燃料采购计划,加强与能凯公司及铁路部门的沟通协调,最大限度的降低燃煤外卸倒装及压车罚款费用;五是以提高机组负荷率为基础,重点抓好各项节能技术改造、运行小指标管理、设备运行管理等工作,力争实现全年节能降耗目标。激发员工爱岗敬业精神,强化勤俭节约,杜绝铺张浪费行为的发生。
(五)深化指标管理, 逐步实现“指标一流”
一是进一步深化生产、运营、燃料、财务成本、人工成本指标的对标管理工作,建立指标对标考核体系,将各项指标的对标管理工作细化分解,确保将对标管理工作落到实处,取得实效;二是按照机组设计值、同类机组先进值进行对标,向先进企业学习,强化差距分析和整改落实,努力缩小与先进企业之间的差距。
(六)精细做好资金管理,不断降低财务费用
一是积极跟踪金融,及时调整贷款结构,充分利用各种有利的金融产品和结算方式,有效降低财务费用;二是在国家从紧的金融下,要把握好资金的灵活运作,在确保资金使用安全的前提下,千方百计开拓融资渠道;三是积极争取税收返还,深入挖掘税收筹划及争取等方面的潜力;四是多措并举,确保电费、热费回收率达100%;五是全面梳理在建工程,年内要完成以前年度在建工程结转。深入开展低效、无效资产清理处置工作,提高资产运营效率。
同志们,2012年是公司极为困难的一年,也是公司生存发展极为关键的一年。 面对异常严峻的外部经营环境,让我们公司班子的正确领导下,坚定信心,紧密协作,以良好的精神状态、必胜的信念和高昂的斗志,攻坚克难,为全面完成公司2012年各项生产经营目标做出贡献!
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