2011年度经济活动分析报告

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，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

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

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。

（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！

谢谢大家！