发电企业财务分析报告

1、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

2、、主营业务成本分析 . 13（1）电力主营成本同比分析 . 13 同期比分析 . 13 预算比分析 . 14（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 . 17 发电单位燃料成本分析 . 19 发电单位燃料成本因素分析 . 19 发电标煤单价因素分析 . 20 天然煤单价分析 . 20 天然煤平均发热量分析 . 21（三）利润分析 . 211、利润总额增减来源分析 . 21（1）利润总额变动及构成分析 . 21（2）成本费用分析 . 222、售电毛利因素分析 . 233、单位盈利能力指标分

3、析 . 244、盈亏平衡分析 . 25、财务状况分析 . 26（一）资产负债表分析 . 261、资产结构变动分析 . 272、流动资产结构变动分析 . 273、非流动资产结构变动分析 . 284、负债及所有者权益变动分析 . 295、资本来源及资本运用适应性分析 . 29（二）现金流量表分析 . 301、现金流量项目结构与变动分析 . 302、现金流入流出结构对比分析 . 303、现金流量质量分析 . 31（三）财务能力分析 . 311、盈利能力 . 31（1）总资产报酬率净资产收益率同期比分析 . 32（2）以销售收入为基础的利润率分析 . 32（3）成本费用对盈利能力的影响分析 . 332

4、、偿债能力 . 33（ 1）短期偿债能力分析 . 33（ 2）长期偿债能力分析 . 343、经营效率 . 34（1）资产使用效率分析 . 34（2）营运周期分析 . 354、成长性 . 36（1）资产/ 资本增长稳定性分析 . 36（2）盈利增长稳定性分析 . 365、现金流指标分析 . 36（四）杜邦分析 . 38三、上市公司财务对标分析 . 40（一）主要财务指标与标杆单位对比分析 . 40（二）杜邦体系和对标单位对比分析 . 41一、经营活动分析（一）关键指标分析1、主要经营指标分析项目本年数上年同期数增减额增减率标识发电量（千千瓦时 ）3,144,649.603,468,502.80-

5、323,853.20-9.34%售电均价 （元/ 千千瓦时）240.51235.255.262.24%售电收入68,960.5774,800.04-5,839.47-7.81%利润总额4,171.597,913.41-3,741.82-47.28%净资产收益率10.42%20.94%-10.51%-50.21%流动资产周转率 （ 次）2.813.48-0.67-19.36%资产负债率65.39%63.54%1.85%2.91%供电标准煤耗 （克/ 千瓦时）370.00366.193.811.04%1）同期比分析2008 年 6 月，公司发电量为 3,144,649.60 量月度趋势分析可以了解

6、年度售电量同比变动的明细千千瓦时，同比降低 9.34%；通过右边的发电2008 年 6 月，公司售电均价为 240.51 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。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。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

7、，同比增减率为 - 47.28%。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3,144,649.606,132,066.723,301,882.0895.24%售电收入68,960.57136,284.8872,868.0194.64%利润总额4,171.598,552.594,255.0298.04%净资产收益率10.42%17.65%10.55%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 （元/ 千

8、千瓦时）240.51240.66-0.15-0.06%资产负债率65.39%65.00%0.39%0.60%供电标准煤耗 （克/ 千瓦时）370.00367.003.000.82%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。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%；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差异的明细。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

9、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。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%。同时利润总额为 4,171.59 万元，预算进度完成 率是 98.04%。以下是对利润总额预算完成情况的说明。2008 年 6 月

10、，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、经济增加值( EVA)分析经济增加值 (EVA，Economic Value Added) 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。项目本年数上年同期数增减额增减率税后净营业利润4,895.968,603.77-3,707.81-43.10%资本成本3,919.29

11、4,051.51-132.21-3.26%EVA值976.674,552.26-3,575.59-78.55%截止 2008年 6月，公司 EVA值为 976.67 万元，同期减少 3,575.59 万元，同比增减率为 - 78.55%。其中税后净营业利润为 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的因素分析：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 34.0

12、1 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120.00120.00120.000.000.00%平均发电设备容量120.00120.00120.000.000.00%平均设备利用小时503.492,620.542,890.42-269.88-9.34%2008 年 6 月，公

13、司期末发电设备容量为 120.00 万千瓦时 , 同期比增长 0.00%；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%。2）因素分析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2,620.542,890.42-269.88 -269.88100.00%发电量3,144,649.603,468,502.80-323,853.20 -269.88100.00%平均发电设备容量120.00120.000.000.000.00%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

14、,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 0.00 万千瓦时，导致平均设备利用 小时减少 0.00 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。（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

15、例为 99.25%。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标识主营业务收入68,960.57137,647.7373,596.6993.70%主营业务成本63,284.26117,205.0062,018.57102.04%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数上年同期数增减额增减率影响

16、额影响率售电收入68,960.5774,800.04-5,839.47 -7.81%-5,839.47 100.00%发电量3,144,649.603,468,502.80-323,853.20 -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（ 1综合厂用电率（）平均售电单价（不含税）2008年 6月，演示单位售电收入为 68,960.57 万元，上年同期为 74,800.04 万元，同比 减少 5,839.47 万元

17、，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%使售电收入增加 1,507.94 万元。 预算完成情况因素分析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68,960.5772,868.01-3,907.43 -5.36%-3,907.43100.00%发电量3,144,649.603,301,882.08-157,232.48 -4.76%-3,469.9188.80%综合厂用电率 (%)8.828.250.576.91%-431.14

18、11.03%平均售电单价240.51240.530.00 -0.01%-7.090.18%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 增减率营业收入69,691.5775,754.93-6,063

19、.37-8.00%应收账款19,710.0013,371.176,338.8347.41%营业利润4,171.597,913.41-3,741.82-47.28%经营现金净流量15,316.488,641.276,675.2177.25%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1)电力主营成本同比分析 同期比分析2008 年 6 月，演示单位电力主营成本为 63,272.63 万

20、元，同比减少 2,136.67 万元，增减 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%67.28% -2,309.68-5.25%燃料费40,939.4743,938.6564.70% 67.17% -2,999.18-6.83%购入电（热）费0.000.000.00%0.00%0.000.00%水费757.0067.501.20% 0.10% 689.501,021.48%固定成本21,

21、576.1721,403.1534.10%32.72%173.020.81%材料费2,319.402,767.523.67%4.23% -448.11-16.19%职工薪酬10,646.639,774.6516.83%14.94%871.988.92%折旧费4,034.964,401.676.38%6.73% -366.71-8.33%修理费1,626.651,780.642.57%2.72%-153.99-8.65%计划检修费0.000.000.00%0.00% 0.000.00%委托运行费0.000.000.00%0.00%0.000.00%其他费用2,948.532,678.684.66

22、%4.10%269.8510.07%供电成本0.000.000.00%0.00%0.000.00%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 6.83%，水费 757.00 万元，同比上 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2008 年 6 月，演示单位电力主营成本为

23、 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63,272.6361,570.05100.00%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% 64.50% 1,228.1

24、83.09%购入电（热）费0.000.000.00%0.00%0.000.00%水费757.00749.431.20% 1.22%7.571.01%固定成本21,576.1721,109.3434.10%34.29%466.832.21%材料费2,319.402,203.433.67%3.58%115.975.26%职工薪酬10,646.6310,540.1616.83%17.12%106.471.01%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%16.271.01%计划检修费0.000.000.0

25、0%0.00%0.000.00%委托运行费0.000.000.00%0.00%0.000.00%其他费用2,948.532,801.104.66%4.55% 147.435.26%供电成本0.000.000.000.00%0.000.00%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，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.

26、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 0.00%，水费占 1.20%，固定成本占 34.10%，而去年同期各项目的比例分别为 67.17%、0.00%、0.10%、32.72%。燃料费比例的变化对电力主营成本构成重

27、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

28、.4743,938.65-2,999.18 -6.83%-2,999.18100.00%发电量3,144,649.603,468,502.80-323,853.20 -9.34%-4,079.79 136.03%综合厂用电率 (%)8.828.330.495.88%-211.757.06%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( 1综合厂用电率)供电标准煤耗发电标准煤单价2008 年 6 月，燃料费用同比减少 2,999.18 万元，影响其变动最大的因素

29、是发电量，详细 情况如下：发电量降低 9.34%使燃料费减少 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 -29.36%。 厂用电率分析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 (%)0.000.000.000.000.00%供热厂用电率 (%)0.000.000.000.000.00%综合厂用电率 (%)8.408.828.330.495.88%2008年 6月

30、，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 0.00%；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 （%）8.828.330.490.49 100.00%发电厂用电量 （千千瓦时 ）260,042.00271,222.00-11,180.00-0.32 -65.78%供热厂用电量 （千千瓦时 ）0.000.000.000.000.00%厂区其他用电电量 （千千瓦时 ）0.000.000.000.000.00%主变损及其他 （千千瓦时 ）17,286.9017,630.70-

31、343.80-0.01-2.02%抽水蓄能用电量 （千千瓦时 ）0.000.000.000.000.00%购电量 （ 千千瓦时 ）0.000.000.000.000.00%发电量（千千瓦时 ）3,144,649.603,468,502.80 -323,853.200.82 168.05%通过对演示单位 2008年 6 月综合厂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

32、率减少 0.01%。综合所有的因素，综合厂用电率同比增加 0.49 个百分点。 发电单位燃料成本分析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 （元/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

33、准煤耗 （克/ 千瓦时）370.00366.193.811.04%1.4631.84%项目 发电标煤单价 煤折标煤单价 油折标煤单价 气折标煤单价 煤折标煤比例 油折标煤比例 气折标煤比例383.58375.288.302.21%8.30100.00%379.87372.687.191.93%7.1886.52%3,406.473,152.42254.058.06%0.313.75%0.000.000.00-0.000.00%99.88%99.91%-0.03%-0.03%-0.11-1.30%0.12%0.09%0.03%31.08%0.9111.02%0.00%0.00%0.00% -0.

34、000.00%2008 年 6 月，发电标准煤单价为 383.58 元 / 吨， 吨。其中：去年同期 375.28 元/ 吨，增加 8.30 元/煤折标煤单价增长 油折标煤单价增长 煤折标煤比例减少 油折标煤比例增加1.93%使发电标准煤单价增加 7.18 元/ 吨；8.06%使发电标准煤单价增加 0.31 元/ 吨；0.03 个百分点使发电标准煤单价减少 0.11 元/ 吨；0.03 个百分点使发电标准煤单价增加 0.91 元/ 吨。 天然煤单价分析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。其中：

35、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%使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本年数 上年同期数 增减额 增减率 影响额 影响率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%。 天然煤平均发热量分析项目本年数上年同期数增减额增减率标

36、识天然煤平均发热量 （千焦/ 千克）13,431.1013,501.63 -70.53-0.52%发电单位燃料成本 （元/千千瓦时 ）142.78138.194.593.32%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 0.52%；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1）利润总额变动及构成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.

37、83920.4845.354.93%投资收益0.000.000.00-营业外收支净额0.000.000.00-利润总额4,171.597,913.41-3,741.82-47.28%2008年 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 :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。2）成本费用分析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69,691.5775,754.93-6,063.37-8.00%成本费用总额6

38、5,519.9867,841.53100.00%100.00%-2,321.55-3.42%营业成本63,751.4266,108.8297.30%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0.000.000.00%0.00%0.00-管理费用0.000.000.00%0.00%0.00-财务费用965.83920.481.47%1.36%45.354.93%增幅对比分析： 演示单位营业收入较去年同期降低 8.00%， 营业成本同期降低

39、 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%。成本费用总额较去年同期降低 3.42%，其中：点；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%，比去年同期上升了 0.12 个百分点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 -3,701.7839.43%

40、 3,701.78100.00%综合厂用电率增长 平均售电单价增长 单位供电煤耗增长 发电标煤单价增长5.88%使售电毛利减少2.24%使售电毛利增加1.04%使售电毛利减少2.21%使售电毛利减少149.55 万元；1,507.94 万元；430.41 万元；885.85 万元；发电量（千千瓦时）3,144,649.603,468,502.80323,853.20-9.34%2,881.39 77.84%综合厂用电率（ %）8.828.330.495.88%-149.554.04%平均售电单价（元时）/ 千千瓦240.51235.255.262.24% 1,507.9440.74%单位供电煤

41、耗372.23368.234.000.01-430.4111.63%发电标煤单价（元/ 吨）383.58375.288.302.21%-885.85 23.93%非燃料成本22,333.1721,470.65862.524.02%-862.52 23.30%售电毛利 =发电量 （1 -综合厂用电率）平均售电单价 -发电量*（1- 综合厂用电率 ）单位供电煤耗发电标煤单价非燃料成本 售电毛利 =电力主营收入 - 电力主营成本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。其中：发电量降低 9.34%使售电毛

42、利减少 2,881.39 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%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/ 千千瓦 时。其中：售电平均单价同比增加 5.26 元/ 千千瓦时，

43、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 时；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%。发电单位燃料成本为 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际售电量（千千瓦时）2,867,320.703,179,650.10-312,329.40-9.82%盈亏平衡售电量（千千瓦时）

44、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）240.51235.255.262.24%实际售电收入68,960.5774,800.04-5,839.47-7.81%盈亏平衡售电收入54,573.7651,989.422,584.344.97%盈亏平衡售电量计算说明：2008 年 6 月，演示单位售电平均单价为 240.51 元 / 千千瓦时； 同时售电单位变动成本为 145.42 元/ 千千瓦时； 因此售电的单位边际贡献为 95.09 元/ 千千瓦时； 本

45、年累计的固定成本为 21,576.17 万元；以此计算的盈亏平衡售电量为 2,269,129.45 千千瓦时，盈亏平衡收入为 54,573.76 万元 盈亏平衡售电量影响情况分析：固定成本总额同期相比增长 0.81%； 单位边际贡献去年同期为 96.85 元/ 千千瓦时，同比减少 1.76 元/ 千千瓦时，同比降低 1.82%；上述两个因素的综合影响使盈亏平衡售电量增加至 2,269,129.45 千千瓦时，增幅为 2.68%，企业的经营形势更加严峻。、财务状况分析一）资产负债表分析项目本年数上年同期数增减额增减率标识流动资产39,550.2724,310.7515,239.5262.69%非

46、流动资产74,530.4480,009.61-5,479.17-6.85%资产总计114,080.71104,320.369,760.369.36%流动负债59,538.6034,705.6824,832.9271.55%非流动负债15,059.0431,579.63-16,520.59-52.31%负债合计74,597.6466,285.318,312.3312.54%所有者权益39,483.0838,035.041,448.033.81%1、资产结构变动分析项目本年数上年同期数本期结构同期结构增减额增减率流动资产39,550.2724,310.7534.67%23.30%15,239.52

47、62.69%非流动资产74,530.4480,009.6165.33%76.70%-5,479.17-6.85%资产总计114,080.71104,320.36100.00%100.00%9,760.369.36%2008年 6 月，演示单位总资产达到 114,080.71 万元，比上年增加 9,760.36 万元，增减 率为 9.36%；其中流动资产为 39,550.27 万元，占资产总量的 34.67%，同比增长 62.69%，非流动 资产达到 74,530.44 万元，占资产总量的 65.33%，同比降低 6.85%。以下是资产结构以及资金来源结构的对比框图：2、流动资产结构变动分析项目

48、本年数上年同期数本年结构同期结构增减额增减率增减排名货币资金13,848.853,878.7335.02%15.95%9,970.12257.05%1应收账款19,710.0013,371.1749.84%55.00%6,338.8347.41%2应收票据500.001,700.001.26%6.99%-1,200.00-70.59%3预付款项279.750.000.71%0.00%279.75-6存货4,725.815,286.9111.95%21.75%-561.10-10.61%4其他项目485.8773.941.23%0.30%411.93557.10%5流动资产39,550.2724

49、,310.75100.00%100.00%15,239.5262.69%2008年 6 月，演示单位流动资产规模达到 39,550.27 万元，同比增加 15,239.52 万元， 同比增长率为 62.69%。其中，货币资金同比增长 257.05%，占流动资产结构的 35.02%，应收账款 同比增长 47.41%，占流动资产结构的 49.84%，存货同比降低 10.61%，占流动资产结构的 11.95%。3、非流动资产结构变动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 增减排名长期投资项目483.492,155.910.65%2.69% -1,672.42 -77.57%2固定资

50、产55,232.0060,023.7374.11%75.02% -4,791.73-7.98%1在建工程1,106.77121.791.48%0.15%984.98 808.78%3无形资产及其他17,708.1817,708.1823.76%22.13%0.000.00%4非流动资产74,530.4480,009.61100.00%100.00%-5,479.17-6.85%2008 年 6 月，演示单位非流动资产达到 74,530.44 万元，同期减少 5,479.17 万元，同比 增减率为 -6.85%。其中，固定资产 55,232.00 万元，同比降低 7.98%，占非流动资产比例为

51、74.11%；在建工程达到 1,106.77 万元，同比增长 808.78%，占非流动资产比例为 1.48%。4、负债及所有者权益变动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流动负债59,538.6034,705.6852.19%33.27%24,832.9271.55%非流动负债15,059.0431,579.6313.20%30.27%-16,520.59-52.31%负债合计74,597.6466,285.3165.39%63.54%8,312.3312.54%所有者权益39,483.0838,035.0434.61%36.46%1,448.033.81%负债和所有者权益11

52、4,080.71104,320.36100.00%100.00%9,760.369.36%2008年 6 月 ，演示单位负债和所有者权益总额达到 114,080.71 万元，同期比增长 9.36%；其中负债达到 74,597.64 万元，同期比增长 12.54%，所有者权益 39,483.08 万元，同期 比增长 3.81%。资产负债率为 65.39%，产权比率为 1.89 。从负债与所有者权益占总资产的比重来看，演示单位的流动负债比重为52.19%，非流动负债比重为 13.20%，所有者权益比重为 34.61%。从负债结构来看，流动负债为 59,538.60 万元， 占负债合计的 79.81

53、%，非流动负债为 15,059.04 万元，占负债合计的 20.19%。5、资本来源及资本运用适应性分析通过对 2008年 6 月演示单位资金来源及资金运用的分析发现，公司的流动负债提供了 59,538.60 万元的资金，非流动负债提供了 15,059.04 万元资金，另外 39,483.08 万元的资金来 源于所有者权益。长期性资本合计提供了 54,542.12 万元资金，占全部资金来源的比例为 47.81%。而企业的非流动资产合计占用了 74,530.44 万元，占资产结构的比率为 65.33%。企业的 一部分非流动资产所需要的资金要由流动负债来提供，这有可能导致企业的筹资困难和财务风 险

54、。（二）现金流量表分析1、现金流量项目结构与变动分析项目本年数上年同期数增减额增减率标识经营活动现金流量15,316.488,641.276,675.2177.25%投资活动现金流量-1,002.03-3,351.932,349.9070.11%筹资活动现金流量-3,629.54-7,004.053,374.5148.18%现金净增加10,684.91-1,714.7212,399.62723.13%2008 年 6 月，演示单位现金及现金等价物累积净增加额 10,684.91 万元，同比增长 723.13%，其中经营活动现金净流量增加 15,316.48 万元，同比增长 77.25%；筹资活

55、动现金净流 量减少 3,629.54 万元，同比增长 48.18%。投资活动现金净流量减少 1,002.03 万元，同比增长 70.11%。2、现金流入流出结构对比分析项目本年数上年同期数增减额增减率标识经营活动现金流入158,166.91171,412.12-13,245.21-7.73%经营活动现金流出142,850.43162,770.85-19,920.42-12.24%投资活动现金流入201.19290.58-89.39-30.76%投资活动现金流出1,203.223,642.51-2,439.29-66.97%筹资活动现金流入71.15867.31-796.16-91.80%筹资活

56、动现金流出3,700.697,871.36-4,170.67-52.99%2008 年 6 月，演示单位累计实现现金总流入 158,439.24 万元，其中经营活动产生的现金 流入为 158,166.91 万元，占现金总流入的比例为 99.83%；实现现金总流出 147,754.34 万元，其 中经营活动产生的现金流出 142,850.43 万元，占总现金流出的比例为 96.68%。3、现金流量质量分析2008 年 6 月，演示单位经营活动现金净流量为 15,316.48 万元，筹资活动现金净流量为 -3,629.54 万元，投资活动现金净流量为 -1,002.03 万元。经营状况较为稳定，经

57、营活动带来的稳 定现金流入可在偿还债务的同时继续满足投资需求，应注意投资合理性。三）财务能力分析1、盈利能力1）总资产报酬率净资产收益率同期比分析项目本年数上年同期数增减额增减率总资产报酬率5.08%8.55%-3.47%-40.58%净资产收益率10.42%20.94%-10.51%-50.21%2008年 6 月，演示单位累计总资产报酬率为 5.08%，去年同期总资产报酬率为 8.55%，降 低 3.47 个百分点。与去年同期相比，利润总额及财务费用的减少使该比率降低3.58%，平均总资产的减少使该比率增长 0.11%。2008年 6 月，演示单位累计净资产收益率为 10.42%，去年同期

58、净资产收益率为 20.94%， 与去年同期相比，净利润的减少使该比率降低 9.90%，所有者权益的增加使该比率降低 0.61%。2）以销售收入为基础的利润率分析2008 年 6 月，演示单位累计营业毛利率为 8.52%，营业利润率为 5.99%，销售净利率为 5.99%。去年同期的营业毛利率为 12.73%，营业利润率为 10.45%，销售净利率为 10.45%。企业获 利能力下降，营业利润率和销售净利率都在下降，应重点关注收入规模扩大与核心业务盈利能力 的提高，加强现金流量的有效衔接。3）成本费用对盈利能力的影响分析2008 年 6 月，演示单位累计成本费用利润率为 6.37%，去年同期累计

59、成本费用利润率为 11.66%，影响成本费用利润率变动的因素是：利润总额比去年同期减少3,741.82 万元，增长率为-47.28%；成本费用同比减少 2,321.55 万元，增长率为 -3.42%。营业成本、营业税金、销售费 用、管理费用、财务费用分别占成本费用总额的 97.30%、1.23%、 0.00%、0.00%、1.47%。2、偿债能力1）短期偿债能力分析项目本年数上年同期数增减额增减率标识流动比率0.660.70-0.04-5.17%速动比率0.570.550.034.77%2008 年 6 月，演示单位的流动比率为 0.66 ，速动比率为 0.57 。去年同期的流动比率为 0.7

60、0 ，速动比率为 0.55。与同期相比，流动比率减少 0.04 ，其中流动资产总额的增加使流动比率增加 0.44 ，流动 负债的增加使流动比率减少 0.48 。 与同期相比，速动比率增加 0.03。同期比企业流动比率下降而速动比率上升 , 流动资产短期变现能力有所增强，存货管理取 得明显成效 , 在流动资产中相对比例下降。2）长期偿债能力分析项目本年数上年同期数增减额增减率资产负债率65.39%63.54%1.85%2.91%已获利息倍数5.329.60-4.28-44.58%产权比率1.891.740.150.08资产负债率反映企业资产对债权人权益的保障程度， 2008年 6 月演示单位的资