发电企业财务分析报告

1、演示单位2008-10-21发电企业分析报告模板（完整版）发电企业分析报告模板（完整版）单位：演示单位报告期间：2008年6月1/43演示单位2008-10-21发电企业分析报告模板(完整版)目录、经营活动分析4(一)关键指标分析41、主要经营指标分析4(1)同期比分析4(2)预算比分析62、经济增加值(EVA)分析83、设备利用指标同比分析9(1)同比分析9(2)因素分析10(二)主营收入与成本分析111、主营收入成本综合分析11(1)同期比分析11(2)预算比分析112、主营业务收入分析12(1)售电收入因素分析12同期比变化因素分析12预算完成情况因素分析12(2)收入质量分析133、主

2、营业务成本分析13(1)电力主营成本同比分析14同期比分析14预算比分析15(2)电力主营成本结构分析16(3)发电燃料成本分析16发电燃料成本趋势分析16发电燃料成本因素分析17厂用电率分析18发电单位燃料成本分析19发电单位燃料成本因素分析20发电标煤单价因素分析20天然煤单价分析21天然煤平均发热量分析21(三)利润分析221、利润总额增减来源分析22(1)利润总额变动及构成分析22(2)成本费用分析232、售电毛利因素分析243、单位盈利能力指标分析254、盈亏平衡分析26、财务状况分析272/43演示单位2008-10-21发电企业分析报告模板(完整版)(一)资产负债表分析271、资

3、产结构变动分析282、流动资产结构变动分析283、非流动资产结构变动分析294、负债及所有者权益变动分析305、资本来源及资本运用适应性分析30(二)现金流量表分析311、现金流量项目结构与变动分析312、现金流入流出结构对比分析323、现金流量质量分析33(三)财务能力分析331、盈利能力33(1)总资产报酬率净资产收益率同期比分析33(2)以销售收入为基础的利润率分析34(3)成本费用对盈利能力的影响分析342、偿债能力35(1)短期偿债能力分析35(2)长期偿债能力分析353、经营效率36(1)资产使用效率分析36(2)营运周期分析374、成长性37(1)资产/资本增长稳定性分析37(2

4、)盈利增长稳定性分析385、现金流指标分析38(四)杜邦分析39三、上市公司财务对标分析41(一)主要财务指标与标杆单位对比分析41(二)杜邦体系和对标单位对比分析423/43演示单位2008-10-21发电企业分析报告模板（完整版）一、经营活动分析（一）关键指标分析1、主要经营指标分析（1）同期比分析2008年6月，公司发电量为3,144,649。60千千瓦时，同比降低9.34%;通过右边的发电量月度趋势分析可以了解年度售电量同比变动的明细。4/43演示单位2008-10-21发电企业分析报告模板（完整版）售电均价同期对比定千千瓦时售电均价和售电量同期对比2008年6月，公司售电均价为240

5、.51元/千千瓦时，同比增长2.24%,同时，售电量达到2,867,320.70千千瓦时，同比减少9。82%售电收入同比降低7。81%,下面是对售电收入的同比分析。售电收入同期对比售电收入月度趋势同期对比万元2月4月国月E月10月月本月数上上年本月颗2008年6月，公司售电收入为68,960.57万元，同比降低7.81%;同时利润总额为4,171.59万元，同比降低47。28%。查看售电收入因素分析。以下是对利润总额完成情况的说明.5/43演示单位2008-10-21发电企业分析报告模板（完整版）2008年6月，公司利润总额为4,171。59万元，同期减少3,741。82万元，同比增减率为一4

6、7.28%。通过右边的利润总额月度趋势分析可以了解年度利润总额同比变动的明细.查看利润总额增减来源分析.（2）预算比分析项目本年数年度预算数预算进度数预算进度完成率发电量3,144,649.606,132,066。723,301,882.08口95.24%售电收入68,960。57136,284.8872,868。01口94.64%利润总额4,171.598,552.594,255.02098。04%净资产收益举10。42%17。65%10。55%口98。81%流动资产周转率（次）2。815。852.9595.10%项目本年数年度预算数差异额标识差异率售电均价（兀/千千瓦时）240.51240

7、0660.15r0.06%资产负债率65.39%65。00%0.39%0一0.60%供电标准煤耗（克/千瓦时）370。00367。003.001W.J0082%说明：绿灯表示指标趋势同期比变好，红灯表示指标同期比变差。6/43演示单位2008-10-21发电企业分析报告模板（完整版）发电量预算完成情况对比千千瓦时3,000,0002皿口口小200000013（皿1,000,030女|叩。0发电量与预募数月度趋势对比千千瓦时本月数A本月簟食数2008年6月，公司发电量为3,144,649。60千千瓦时，与预算比减少157,232.48千千瓦时，预算进度完成率95.24%,年度预算完成率51。28

8、%;通过右边的发电量与预算数月度趋势对比图可以了解其实际数与预算数历的而售电均价放舁比完成情况售电均价与强舁效月度趋势对比元阡千瓦时元阡千瓦时本月数>本月四算数2008年6月，公司售电均价为240.51元/千千瓦时，预算进度完成率是99.99%,年度预算完成率是99。94%通过右边的售电均价与预算数月度趋势对比图可以了解其实际数与预算数差异的明细.在售电均价变化的同时，发电量预算比减少157,232.48千千瓦时，预算进度完成率为95。24%,两者共同作用导致售电收入预算进度完成率为94.64%,下面是对售电收入的预算分析。7/43演示单位2008-10-21发电企业分析报告模板（完整版

9、）售电收入与段算抵月度趋势对比万元15rCOO10,0005,000本月数1本月海算数2008年6月，公司售电收入为68,960.57万元，与预算数比减少3,907。43万元，预算进度完成率为94。64%年度预算完成率为50.60%。同时利MI总额为4,171.59万元，预算进度完成率是98.04%.利润总额顼算完成情况万元利润总额与预算数月度趋势对比以下是对利润总额预算完成情况的说明。2008年6月，利润总额为4,171.59万元，超出预算-83.43万元，预算进度完成率是98.04%,年度预算完成率48。78%通过右边的利润总额与预算数月度趋势对比图可以了解利润总额实际与预算差异的明细.2

10、、经济增加值（EVA分析经济增加值（EVA,EconomicValueAdded）衡量的是公司资本收益和资本成本之间的差额，从股东角度重新定义公司的利润，考虑了包括权益资本在内的所有资本，并且在计算中尽量消除会计信息对企业真实情况的扭曲。本年数上年同期数增减额增减率8/43税后净营业利润4,895。968,603。773,707。81-43。10%资本成本3,919。294,051.51132。21-3.26%EVA值976.674,552.26-3,575。5978。55%演示单位2008-10-21发电企业分析报告模板(完整版)截止2008年6月，公司EVAfi为976。67万元，同期减少

11、3,575。59万元，同比增减率为-78。55%其中税后净营业禾I润为4,895。96万元，同比降低43.10%。资本成本为3,919.29万元，同比降低3。26%下面的框图是对影响EVA勺因素分析：挣营业利润本年卖际骁史比上年同斯8,60317款向且EVA额-V07-21本年实际上年同期XSH9RW1.51本年实际4171,59上年同期791±41彩响金印A-V41S2U-I本年实际40,016.90上年同期37J9776影吗ETA一0。5本年实际上年同期影响小EV.31354G,859,72“2432455本年典际讥6北上年同期M.名常响HEVA其，以本年实际9683上年同期92

12、0.43影响奈伯24.01融13721品口何AEVA舰具体分析变化原因发现：净利润同期减少3,741。82万元，直接导致经济增加值减少3,741。82万元；财务费用同期比增加45。35万元，剔除所得税的影响，使经济增加值增加34.01万元;平均所有者权益同期比增加2,219.14万元，使经济增加值减少122.05万元；平均计息负债总额同比减少4,082.71万元，导致经济增加值增加224.55万元；平均在建工程同期比增加540。32万元，导致经济增加值增加29。72万元。3、设备利用指标同比分析(1)同比分析项目本月数本年数上年同期数增减额增减率期末发电设备容量120000120000120.

13、0000000000%平土匀发电设备容量120.00120.00120.0000000000%平均设备利用小时503.492,620.542,890.42269。889.34%9/43演示单位2008-10-21发电企业分析报告模板(完整版)发电设冬容量同期对比设备利用小时同期对比平均设备利用小时因素分析2008年6月，公司期末发电设备容量为120.00万千瓦时，同期比增长0000%平均发电设备容量为120.00万千瓦时，同比增长0。00%;平均设备利用小时为2,620.54小时，同比降低9。34%。项目本年数上年同期数增减额影响额影响率平均设备利用小时发电量2,620.543,144,649

14、.602,890.423,468,502。80-269。88-323,853。20-269.88269.88100。00%100.00%平均发电设备容量120。0012000000000.000000%(2)因素分析小时o-100-150-200-250影响平均设备利用小时的因素是发电量和平均发电设备容量。其中：本期发电量为3,144,649。60千千瓦时，同期比减少9.34%,导致平均设备利用小时减少269。88小时;平均发电设备容量为120。00万千瓦时，同期比增加0000万千瓦时，导致平均设备利用小时减少0o00小时.受上述两个因素的共同影响，本期平均设备利用小时减少269.88小时.1

15、0/43演示单位2008-10-21发电企业分析报告模板(完整版)(二)主营收入与成本分析1、主营收入成本综合分析(1)同期比分析主营收入成本同期比分析匚二I本年数上年同期数憎减率售电收入与发电成本趋势对比万元2月4月吕月g月1。月12月售电收入发电成本2008年6月，演示单位主营收入为68,960.57万元，同比增减率为-7.81%,其中的售电收入占营业收入比例为98.95%;主营成本为63,284。26万元，同比增减率为-3。25%,其中电力主营成本占营业成本比例为99.25%.(2)预算比分析本年数年度预算数预算进度数预算进度完成率标识主营业务收入68,960。57137,647.737

16、3,596。6993.70%口主营业务成本63,284.26117,205。0062,018。57102.04%磊收康獭算比分行售电收入与预算售电收入趋势对比一万元百分比匚二I本年麴顼区进度数预篁进度完成率万元15,COO售电收入预篁售电收入11/43演示单位2008-10-21发电企业分析报告模板(完整版)2008年6月，演示单位主营收入为68,960.57万元，预算进度数为73,596。69万元，预算进度完成率为93。70%主营成本为63,284。26万元，预算进度数为62,018.57万元，预算进度完成率为102。04%2、主营业务收入分析(1)售电收入因素分析同期比变化因素分析项目本年

17、数上年同期数增减额增减率影响额影晌举售电收入68,960.5774,800.045,839.47-7.81%-5,839。47100。00%发电量3,144,649。603,468,502.80-323,853。20一9.34%-6,983.90)119.60%综合厂用电率(%)8。828.330.495.88%)362.496.21%平均售电单价240。51235。255.262.24%)1,507.94-25。82%售电收入=发电量X(1综合厂用电率()X平均售电单价(不含税)售电收入影啕因率分析万元踪合厂用电率:妁2008年6月，演示单位售电收入为68,960。57万元，上年同期为74,

18、800。04万元，同比减少5,839。47万元，增减率为-7。81%其中：发电量降低9.34%使售电收入减少6,983。90万元，综合厂用电率增加0.49个百分点使售电收入减少362.49万元，平均售电单价增长2。24%£售电收入增加1,507.94万元。预算完成情况因素分析12/43项目本年数预算进度数增减额增减率影响额影响率售电收入68,960。5772,868.013,907.43一5.36%一3，907.43100.00%发电量3,144,649.603,301,882.08157,232。48-4.76%-3,469.9188.80%综合厂用电率(%)8.828.25005

19、76。91%-431o1411003%平均售电单价240.51240.530.00-0.01%-7。090018%演示单位2008-10-21发电企业分析报告模板(完整版)售电收入预算差异因素分析2008年6月，演示单位售电收入为68,960.57万元，预算进度数是72,868。01万元，实际与预算差异额为-3,907。43万元，差异率为-0。05%.其中：发电量低于预算4.76%使售电收入低于预算3469。91万元，综合厂用电率超出预算0.57个百分点使售电收入低于预算431。14万元，平均售电单价低于预算0.01%使售电收入低于预算7。09万元.(2)收入质量分析项目本年数上年同期数增减额

20、增减率营业收入69,691。5775,754。93-6,063.37-8。00%应收账款19,710。0013,371.176,338.8347.41%营业利润4,1710597,913。413,741.8247。28%经营现金净流量15,316。488,6410276,675.2177.25%2008年6月，演示单位累计营业收入同比降低8.00%,同时应收账款同比增长47。41%。营业收入和营业利润都同比下降，营业利润降幅更大，应重视成本费用管理.收入同比下降,经营现金净流量在同比增加，销售管理上取得较好的成效.3、主营业务成本分析13/43演示单位2008-10-21发电企业分析报告模板（

21、完整版）同期比分析发电成本总部与发电量对比分折匚二I发电成本上版电量（1）电力主营成本同比分析1口川口0-5X00411月2月4月8月E月10月12月万元发电成本同期趋势对比减率为-3。27%从成本构成来分析：项目本年数上年同期数本年结构同期结构增减额增减率发电成本合计63,272.6365,409.30100。00%100。00%2,136.67-3.27%变动成本41,696.4744,006。1565。90%067。28%0-2,309。685。25%燃料费40,939.4743,938.6564。70%67。17%-2,999.18-6。83%购入电（热）费000000000000%0

22、0。00%o0.000000%水费757。0067.501.20%0.10%689.501,021.48%固止成本21,576。1721,403。1534.10%32.72%173.020081%材料费2,319。402,767。523。67%04。23%0448.1116.19%r职工薪酬10,646.639,774.6516.83%14。94%871.988。92%折旧费4,034.964,4010676.38%6。73%-366.71-8。33%修理费1,626.651,780o642.57%2.72%-153。998。65%计划检修费00000.000.00%0000%000000.0

23、0%;委托运行费000000000000%00。00%00.000000%其他费用2,948.532,678。684.66%4.10%269。8510。07%供电成本0.000.000.00%0000%0.000.00%本月数上上年本月数2008年6月，演示单位电力主营成本为63,272。63万元，同比减少2,136.67万元，增成本构成项目对电力成本总额的影响如下：变动成本41,696。47万元，同比降低5。25%占电力主营成本比例为65。90%,固定成本21,576。17万元，同比上升0。81%,占电力主营成本比例为34。10%.变动成本的构成中燃料费40,939。47万元，同比降低6.8

24、3%,水费757.00万元，同比上14/43演示单位2008-10-21发电企业分析报告模板（完整版）升1,021。48%。从增减幅度来看，公司售电收入同比降低7.81%,电力主营成本同比降低3.27%预算比分析发电成本与段算数月度趋势对比2008年6月，演示单位电力主营成本为63,272.63万元，预算进度数61,570。05万元，差异额为1,702。58万元，差异率为2.77%,预算成本小于实际成本；燃料费为40,939。47万元，预算数为39,711。28万元，预算进度完成率为103.09%。从成本构成来分析：项目本年数预算进度数本年结构预算结构增减额增减率发电成本合计63,272。63

25、61,570o05100.00%100。00%1,702.582.77%变动成本41,696.4740,460.7165.90%65。71%1,235.753.05%燃料费40,939.4739,711。2864。70%064。50%61,228.183。09%购入电（热）费000000000.00%0000%60.000000%水费757.00749。431。20%01。22%7.571.01%固止成本21,576。1721,109.3434.10%34。29%466。832。21%材料费2,319.402,203。433。67%03。58%6115.975.26%职工薪酬10,646。63

26、10,540.1616。83%17。12%6106.471。01%折旧费4,034.963,954。266.38%6。42%80.702。04%修理费1,626.651,610。382。57%2。62%616.271.01%计划检修费0.0000000000%0.00%0.000.00%委托运行费0.0000000000%0.00%0.000000%其他费用2,948。532,801o104。66%4。55%147。435.26%供电成本0.00000000000.00%00000.00%15/43演示单位2008-10-21发电企业分析报告模板(完整版)成本构成项目对电力成本总额的影响如下：

27、变动成本41,696.47万元，预算进度数为40,460.71万元，相比上升305。42%,占电力主营成本的比例为65。90%,固定成本21,576。17万元，预算进度数为21,109.34万元，相比上升221。15%,占电力主营成本的比例为34。10%。变动成本的构成中燃料费40,939.47万元，预算进度数为39,711.28万元，相比上升3。09%,水费757.00万元，预算进度数为749。43万元，相比上升1。01%。从增减幅度来看，公司售电收入与预算相比降低5.36%,电力主营成本与预算相比增长2.77%。(2)电力主营成本结构分析发电成本各项目构成分析发电成本结构对比百分比解I费6

28、"除74蛇乂其他中发电成本结构变化说明：2008年6月，演示单位电力主营成本累计63,272.63万元的构成中，燃料费占64。70%,购入电(热)费占0000%水费占1。20%,固定成本占34。10%面去年同期各项目的比例分别为67。17%0000%、0.10%、32.72%。燃料费比例的变化对电力主营成本构成重大影响.发电量与成本增幅对比分析：2008年6月，演示单位累计发电量3,144,649。60千千瓦时，同比降低9.34%,电力主营成本同比降低3。27%,燃料费同比降低6。83%。(3)发电燃料成本分析发电燃料成本趋势分析16/43演示单位2008-10-21发电企业分析报告

29、模板（完整版）电力成本与蝴费总第月I度对比匚发电成本飕料费燃料费比例燃料费占发电成本比例问期趋势对比百分比乃5TDK6554酊/55%完久本月数A上年本月数2008年6月，演示单位发电燃料成本累计40,939。47万元，占电力主营成本的64。70%,去年同期燃料费43,938.65万元，占电力主营成本的67。17%,同比增幅为-6.83%。其中发电量和发电标煤单价具有重要影响，以下是发电燃料成本的因素分析。发电燃料成本因素分析项目本年数上年同期数增减额增减率影响额影响率燃料费40,939。4743,938.65-2,999.18一6。83%2,999。18100.00%发电量3,144,3,4

30、68,502.8323,853。-9。34%4,079。136.03649.6002079%综合厂用电率（%）8.828。3300495。88%6211.757。06%供电标准煤耗370.00366。193.811.04%409.97-13。67%发电标准煤单价383。58375.288.302.21%880。55-29.36%电力燃料费=发电量X（1综合厂用电率）X供电标准煤耗X发电标准煤单价燃料费同比因素分析万元lpQCO-1,000-2,000-3,000-4,000-综合厂用电率1%）发电标准燃单价17/43演示单位2008-10-21发电企业分析报告模板（完整版）2008年6月，燃料

31、费用同比减少2,999。18万元，影响其变动最大的因素是发电量，详细情况如下：发电量降低9。34%£燃料费减少4,079.79万元，影响率为136。03%;综合厂用电率增加0.49个百分点使燃料费减少211。75万元；供电标准煤耗增长1.04%使燃料费增加409。97万元；发电标煤单价增长2。21%使燃料费增加880.55万元，影响率为一29。36%。厂用电率分析百分比百分比匚二I本年数匚二I上年同班数本月数A上年本月数同比分析项目本月数本年数上年同期数增减额增减率发电厂用电率（）0.000.000.000.000000%供热厂用电率（%）0.0000000.000.000000%综

32、合厂用电率（）8。408.828.3300495。88%厂用电率同期对比图综合厂用电率月度趋势分折2008年6月，演示单位发电厂用电率为0.00%,同比增加0。00%;供热厂用电率为0.00%,同比增加0000%;综合厂用电率为8.82%,同比增加0。49%。因素分析项目本年数上年同期数增减额影响额影响率综合厂用电率（）8。828.330.490.49100.00%发电厂用电量（千千瓦时）260,042000271,222000-11,180o00-0.3265o78%供热厂用电量（千千瓦时）00000000000000000.00%厂区其他用电电量（千千瓦时）0000000000000.00

33、0000%主变损及其他（千千瓦时）17,286.9017,630.70-343。80一00-2.02%18/43演示单位2008-10-21发电企业分析报告模板（完整版）01抽水蓄能用电量（千千瓦时）0.0000000.000.000000%购电量（千千瓦时）000000000.000.000000%发电量（千千瓦时）3,144,3,468,502。-323,853。649.6080200.82168.05%百分比综合厂用电率因素分析图口百%-0.4%-卬0*一n存：胃一鳏含厂用电率供热广用电量主变损及其他购电量抽水蓄能用电量发电量发电厂用电量厂区其他用电电量通过对演示单位2008年6月综合厂

34、用电率的因素分析发现：发电厂用电量较上年同期减少11,180.00千千瓦时，导致综合厂用电率减少0.32%;发电量同比减少323,853。20千千瓦时，导致综合厂用电量增加0。82%;主变损耗及其他耗用电量同比减少343.80千千瓦时，导致综合厂用电率减少0001%.综合所有的因素，综合厂用电率同比增加0049个百分点。发电单位燃料成本分析发电单位燃料成本同期对比元汗千拓时143燃料费与单位燃料费月度对比139上年同月1421411404V0041,000万元44,00049/0043,000俘0042J000I：康利费A发电单位搬科成本13819/43演示单位2008-10-21发电企业分析

35、报告模板（完整版）2008年6月，发电单位燃料成本为142。78元/千千瓦时，去年同期为138。19元/千千瓦时，增加4。59元/千千瓦时，增减率为3.32%;燃料费总额为40,939.47万元，同比减少6.83%.发电单位燃料成本因素分析发电单位燃料成本因素分析项目本年数上年同期数增减额增减率影响额影响率发电单位燃料成本c兀/千千瓦时）142。78138.194。593.32%）4。59100。00%发电标准煤单价（:元/吨）383。58375。288.302.21%)3.0466。22%供电标准煤耗（克/千瓦时）370。00366。193。811.04%1。4631。84%2008年6月，

36、发电单位燃料成本为142。78元/千千瓦时，去年同期为138.19元/千千瓦时，增加4.59元/千千瓦时。其中：发电标煤单价增长2。21%使发电单位燃料成本增加3.04元/千千瓦时，影响率为66。22%;供电标准煤耗增长1。04%£发电单位燃料成本增加1.46元/千千瓦时，其影响率为31。84%。发电标煤单价因素分析项目本年数上年同期数增减额增减率影响额影，举发电标煤单价383。58375.288。302。21%8。30100。00%煤折标煤单价379.87372。687.191。93%07.1886.52%油折标煤单价3,406.473,152.42254。058。06%00313

37、。75%气折标煤单价000000000.00一00000000%煤折标煤比例99.88%99。91%-0。03%00003%-0.111。30%油折标煤比例0012%)0009%0.03%31。08%0009111.02%20/43演示单位2008-10-21发电企业分析报告模板（完整版）气折标煤比例0000%0.00%0000%0.000000发电标煤单价同比因素分析发电综合标推煤整饰同期趋势对比元触元融00月3'月2'月S月$'月2008年6月，发电标准煤单价为383.58元/吨，去年同期375.28元/吨，增力口8。30元/吨。其中:煤折标煤单价增长1.93%使发

38、电标准煤单价增加7。18元/吨；油折标煤单价增长8.06%使发电标准煤单价增加0031元/吨；煤折标煤比例减少0.03个百分点使发电标准煤单价减少0.11元/吨;油折标煤比例增加0.03个百分点使发电标准煤单价增加0.91元/吨c天然煤单价分析天然煤平均单价月度趋势对比天然煤平均单价同期对比匚二I费电供热用天然爆4天然煤平均单价元触本月数上上年本月数2008年6月，天然煤平均单价为174.31元/吨，去年同期171.91元/吨，增加2.40元/吨，增减率为1。40%。发电供热用天然煤量为2,323,177.00吨，去年同期为2,535,937。00吨，增减率为-8.39%o天然煤平均发热量分析

39、项目本年数上年同期数增减额增减率标识21/43天然煤平均发热量（千焦/千克）13,431。1013,501。63700530.52%发电单位燃料成本（元/千千瓦时）142。78138。194.593.32%a演示单位2008-10-21发电企业分析报告模板（完整版）天然煤平均发热是与燃料成本同比分析千焦汗克1300天然媒发热量月度趋势分析千痴千克13,48013,46013,440-142本时10,000-+1411405XQO-本月数*上年本月数3月2月4月g月1。月12月匚二I天然燃平均发热量“发电单位区科成本2008年6月，演示单位天然煤平均发热量为13,431。10千焦/千克。同比降低

40、052%;发电单位燃料成本为142。78元/千千瓦时，同比增长3.32%。（三）利润分析1、利润总额增减来源分析项目本年数上年同期数增减额增减率主营业务利润4,913.228,630.62-3,717。41-43。07%其他业务利润224.20203。2720。9410.30%期间费用965.83920。4845.354。93%投资收益00000.000.00宫业外收支净额0.0000000000-利润总额4,171.597,913.41-3,741.82-47.28%（1）利润总额变动及构成分析22/43演示单位2008-10-21发电企业分析报告模板(完整版)利润总瓢增减来源分析2008年

41、6月，演示单位累计实现利润总额4,171.59万元，较同期降低47。28%.具体分析变化原因：I：本年数上年同期数增城率1Q,WO-3必口9月11月日月1。月12月营业收入A成本致用总颜利润息颜3月5月2月4月5月影响利润总额同比变化最大的因素是主营业务利润，与上年同期相比主营业务利润减少3,717。41万元，直接影响利润总额减少3,717.41万元.项目本年数上年同期数本期结构同期结构增减额增减率营业收入69,691。5775,754。936,063.37-8.00%成本费用总额65,519。9867,841.53100。00%0100。00%2,321。553.42%宫业成本63,751.

42、4266,108.8297。30%97。45%2,357.40-3.57%营业税金及附加802.73812。231.23%1.20%9.50-1。17%期间费用965.83920.481.47%1.36%45。354。93%销售费用000000000000%0000%0000管理费用000000000.00%0000%0000财务费用965.83920.481.47%1.36%45。354。93%(2)成本费用分析收入成本费用总额同期对比收入成本与利润总瓶月度趋势对比万元23/43演示单位2008-10-21发电企业分析报告模板（完整版）增幅对比分析：演示单位营业收入较去年同期降低8。00%,

43、成本费用总额较去年同期降低3.42%,其中:二营业成本同期降低3.57%;营业税金及附加较同期降低1。17%财务费用较同期上升4。93%.本期成本费用结构同期成本般用结构，丁两/耳他泮9T3%营业成本也白，蠢咖|“匕靖国配用。6iSfltm,u金工8蛤%其他水9工4%言业成本4l4?1!会当津帆1小雷盅帜用口阻4口映咻能步刎I小成本费用结构分析：2008年6月，演示单位发生成本费用累计65,519.98万元，同期比降低3.42%,其中：营业成本63,751。42万元，占成本费用总额的97。30%,比去年同期降低了0.15个百分财务费用为965。83万元，占成本费用总额的1.47%,比去年同期上

44、升了0.12个百分2、售电毛利因素分析项目本年数上年同期数增减额增减率影响额|影响率售电毛利5,687。529,389.30-39。-3,701。7843%3,100。701.7800%发电量（千千瓦时）3,144,3,468,-323,一2八/'77.84%649。60502.80853.209.34%881.39综合厂用电率（%）8.828。3300495。88%149.554。04%平均售电单价（元/千千瓦时）240.51235。255。262024%-40。L74%单位供电煤耗372.23368.234.00000143004111.63%发电标煤单价（元/吨）383。5837

45、5。288.302。21%885。8523.93%非燃料成本22,333。1721,470o65862。524002%862.5223.30%24/43演示单位2008-10-21发电企业分析报告模板（完整版）售电毛利=发电量X（1一综合厂用电率）X平均售电单价一发电量*（1-综合厂用电率）X单位供电煤耗X发电标煤单价一非燃料成本售电毛利=电力王营收入-电力王营成本万元售电毛利与售电量对比千千瓦时售电毛利各因竟影响程度分析万元搬守涪册蔡郡书静用册邮净第豆a例3,0002,0001,00001。口。-2,000*00加。-500,000-400,000TOO,DCO-200p00U-100,00

46、02月4月6月月月月匚二I售电毛利上售电量2008年6月，演示单位售电毛利为5,687.52万元，上年同期为9,389.30万元，同比减少3,701.78万元。'I'"发电量降低9。34%使售电毛利减少2,881.39万元；综合厂用电率增长5。88%使售电毛利减少149.55万元；平均售电单价增长2。24%£售电毛利增加1,507。94万元；单位供电煤耗增长1.04%使售电毛利减少430.41万元；发电标煤单价增长2.21%®售电毛利减少885.85万元；其他非燃料成本增长4。02%使售电毛利减少862。52万元。3、单位盈利能力指标分析项目本年数

47、上年同期数增减额增减率售电平均单价240.51235。255.262.24%售电单位成本220。67205.7114.967.27%售电单位利润14.5924。89-10.30-41。38%发电单位成本201。21188。5812.636。70%发电单位燃料成本142.78138.194。593.32%25/43演示单位2008-10-21发电企业分析报告模板（完整版）单位营电指标同期对比营电单位成本与单位利润对比定千千瓦时百分出元汗干百时售电单位成本售电平均单价4售电单位成本匚二I噌减虢*增流率售电单位利润2008年6月，演示单位售电单位利润为14。59元/千千瓦时，同比减少10。30元/千

48、千瓦时。其中：售电平均单价同比增加5.26元/千千瓦时，影响售电单位利润同比增加5。26元/千千瓦时;售电单位成本同比增加14.96元/千千瓦时，影响售电单位利润同比减少14。96元/千千瓦单位电量成本指标对比元汗不苞时百分比专电单位成本I增减颤*抽减率2008年6月，演示单位发电单位成本为201.21元/千千瓦时，同比增加12.63元/千千瓦时，增幅6。70%发电单位4料成本为142。78元/千千瓦时，占发电单位成本的70。96%,同比增加4.59元/千千瓦时，增幅为3。32%.4、盈亏平衡分析项目本年数上年同期数增减额增减率实1乐售电量（千千瓦时）2,867,320.703,179,650。10-312,329.409。82%盈亏平衡售电量（千千瓦时）2,269,129.452,210,000。7559,128。702.68%实际售电单价（元/千千瓦时）240。51235。255。262.24%盈亏平衡售电单价（元/千千瓦时）240051235。255。262.24%26/43实际售电收入68,960.5774,800.04-5,839。47-7.81%盈亏平衡售电收入54,573。76