上半年经济活动分析
2001年，我厂以提高企业整体素质和经济效益为中心，发扬艰苦奋斗、勤俭节约的工作作风，坚持眼睛向内，深挖潜力，扎扎实实开展“经营管理年”活动，有力地促进了安全发电生产和经济效益的提高。截止6月30日，全厂安全生产实现1755天长周期运行，各项指标完成情况较好。详情如下：
一、主要生产经营指标完成情况：
1、发电量：全厂发电量累计完成184750.4万千瓦时，其中：老机发电量累计完成62890.4万千瓦时，较同期多发电6409.8万千瓦时；200MW机组发电量累计完成121860万千瓦时，较同期多发电5734.8万千瓦时。
2、供热量：全厂供热量完成1578106百万千焦，完成全年计划的52.60%，其中：老机供热量完成1344223百万千焦，较同期多供热量70179百万千焦；200MW机组供热量完成233883百万千焦，较同期多供热量233883百万千焦（同期不供热）。
3、供电煤耗：全厂完成399克/千瓦时，较同期下降7克/千瓦时。其中：老机完成431克/千瓦时，较同期降低7克/千瓦时；200MW机组完成383克/千瓦时，较同期降低8克/千瓦时。
4、单位成本：发电单位成本累计完成129.31元/千千瓦时，较计划下降2.28元/千千瓦时；供热单位成本完成20.55元/百万千焦，较计划升高0.40元/百万千焦。
5、标煤单价：完成146.35元/吨，较计划145.57元/吨升高0.78元/吨。
6、全员劳动生产率：完成117949元/人，较同期增长13825元/人。
7、等效可用系数：完成94.38%，较同期升高3.01个百分点。其中：老机完成97.72%，较同期下降0.72个百分点；200MW机组完成92.71%，较同期升高
5.76个百分点。
8、安全情况：未发生考核事故，安全生产实现了1755天多台机炉长周期运行。
二、主要生产经营指标完成情况分析：
（一）安全生产运行情况
上半年，我厂以春季安全大检查和安全性评价工作为契机，下大力气治理设备，努力提高设备健康水平，使全厂设备完好率达100%，安全生产实现了1755天多台机炉长周期运行。机组等效可用系数完成94.38%，较同期上升3.01个百分点。机组等效可用系数上升的原因主要是：上半年，我厂认真贯彻ISO9002质量体系标准，以运行分析、可靠性分析、技术监督分析等现代化管理手段为依托，大力推行设备状态检修，利用调峰备用时间加大设备治理力度，努力提高设备健康水平，使我厂计划检修时间比同期减少117.22小时、非计划检修时间较同期减少15.42小时。其中：老机计划检修时间较同期增加21.73小时、非计划检修时间较同期增加9.50小时，影响老机等效可用系数下降0.72个百分点；200MW机组计划检修时间较同期减少220.05小时、非计划检修时间较同期减少33.15小时，影响等效可用系数上升5.76个百分点。
（二）发电量：全厂发电量累计完成184750.4万千瓦时，较同期多发电12144.6万千瓦时，较进度计划超发8709.3万千瓦时。发电量增幅原因如下： 客观上：一是本期我厂停机备用时间较同期减少374.91小时，影响电量较同期增加18006.33万千瓦时；二是本期负荷率较同期升高1.09个百分点，影响电量较同期增加2197.38万千瓦时；三是本期日历时间较同期少1天，使电量减少1031.48万千瓦时；四是本期由于#3机组关停致使发电容量减少，影响少发电13398.56万千瓦时。
主观上：我厂检修时间较同期减少132.64小时，影响电量较同期增加6370.93万千瓦时。
（三）供电煤耗：全厂完成399克/千瓦时，较全年计划下降9克/千瓦时，较同期下降7克/千瓦时。其主要原因是：
1、电量结构影响200MW机组电量比例由同期的67.3%降至66.0%，降低1.3个百分点，影响全厂煤耗升高0.6克/千瓦时。
2、发电厂用电率影响全厂厂用电率完成8.79%，较同期升高0.21个百分点，影响全厂煤耗升高0.8克/千瓦时，其中：老机完成8.76%，较同期下降0.08个百分点，影响老机煤耗下降0.3克/千瓦时，影响全厂煤耗下降0.1克/千瓦时；200MW机组完成8.80%，较同期升高0.34个百分点，影响200MW机组煤耗升高1.4克/千瓦时，影响全厂煤耗上升0.9克/千瓦时。
200MW机组发电厂用电率升高的主要原因是风机耗电率较同期明显升高所致。其中：送风机耗电率较同期升高0.13个百分点,引风机耗电率较同期升高0.36个百分点。造成风机耗电率升高的主要因素有：一是送风机增容影响其耗电率升高；二是空预器泄漏，尤其是#8机组空预器泄漏严重，影响风机耗电率升高；三是负荷率较同期下降0.46个百分点，影响风机耗电率升高。
3、热电比影响上半年老机热电比完成21.37百万千焦/千瓦时，较同期下降1.19百万千焦/千瓦时，影响老机煤耗升高1.9克/千瓦时，影响全厂煤耗升高0.6克/千瓦时；#7机组参与集中供热，热电比完成1.92百万千焦/千瓦时，影响200MW机组供电煤耗下降4.4克/千瓦时,影响全厂供电煤耗下降3.0克/千瓦时。
4、调峰系数影响上半年全厂调峰系数为80.05%，较同期下降1.09个百分点，影响全厂煤耗下降1.4克/千瓦时。
5、小指标影响
上半年，我厂充分利用负荷率同比好转的有利形势，在大力开展经济调度的同时，本着“抓小放大”的原则进行指标管理，深入开展小指标竞赛活动，使
各项小指标同比呈现好转趋势，影响煤耗降低明显。尤其是真空度指标，老机受#3机组关停（#3机真空低，92%）、#6机组改造等因素影响，真空度较同期升高0.44个百分点，影响老机煤耗下降1.3克/千瓦时，影响全厂煤耗下降0.4克/千瓦时；200MW机组本期加强了空冷塔的运行和维护工作，在气温升高的情况下加强了对冷却三角进行冲洗的频度，使得真空度较同期升高0.91个百分点，影响200MW机组煤耗降低3.4克/千瓦时，影响全厂煤耗降低2.3克/千瓦时。
（四）内部承包利润：年度计划为-1686万元，上半年剔除政策性减利支出（4723万元）完成738万元，与进度计划-843万元相比超额完成1581万元。原因分析如下：
1、政策性减利4723万元，即小窑煤加价款1305万元；基建借款利息列财务费用3418万元。
2、发电量较计划超发，使利润增加774万元；
3、发电单位成本较计划降低2.28元/千千瓦时，使利润增加421万元；
4、其他业务利润完成22万元，增利22万元。
5、营业外收支出净额为-6万元，减利6万元。
6、供热亏损1784万元，减利1784万元。
（五）发电单位成本：年度计划为131.59元/千千瓦时，上半年完成129.31元／千千瓦时，较计划降低2.28元／千千瓦时。其中：单位变动费用较计划升高5.41元/千千瓦时；单位固定费用较计划下降7.69元/千千瓦时。主要原因分析如下：
1、燃料费：单位成本计划为60.05元/千千瓦时，实际完成65.46元/千千瓦时，较计划升高5.41元／千千瓦时。升高原因：①小窑煤加价款影响单位燃料成本升高7.04元/千千瓦时；②标煤单价较计划升高0.78元/吨，使单位成本升高0.31元／千千瓦时；③供电煤耗较计划降低9克/千瓦时，使燃料单位成本降低1.94元／千千瓦时。
2、水费：单位成本计划为7.54元/千千瓦时，实际完成6.55元/千千瓦时，较计划下降0.99元／千千瓦时。下降原因：①开展节水活动，水耗较计划下降，使单位成本降低0.66元/千千瓦时；②发电量较计划超发，使单位成本降低0.33元/千千瓦时。
3、材料费：单位成本计划为4.53元/千千瓦时，实际完成3.21元/千千瓦时，较计划下降1.32元／千千瓦时。原因见三项费用完成情况分析。
4、工资及福利费：单位成本计划为8.32元/千千瓦时，实际完成7.97元/千千瓦时，较计划下降0.35元／千千瓦时。原因：发电量较计划超发使单位成本降低0.35元/千千瓦时。
5、折旧费：单位成本计划为29.72元/千千瓦时，实际完成27.94元/千千瓦时，较计划下降1.78元／千千瓦时。原因：①发电量较计划超发使发电单位成本降低1.28元／千千瓦时；②折旧费省公司计划与按实际固定资产原值和折旧率计算的折旧费不一致，使得实际比计划成本降低0.50元／千千瓦时。
6、修理费：单位成本计划为13.22元/千千瓦时，实际完成10.85元/千千瓦时，较计划下降2.37元／千千瓦时。原因：①由于主要的大修理项目尚未进行,使得修理费实际发生数较进度计划少300.45万元，使单位成本较计划降低1.80元/千千瓦时；②发电量较同期超发使单位成本降低0.57元／千千瓦时。
7、其他费用：单位成本计划为8.21元/千千瓦时，实际完成7.33元/千千瓦时，较计划下降0.88元／千千瓦时。原因见三项费用完成情况分析。
（六）三项费用：
1、材料费：年度计划为1703万元，实际完成631万元，完成年度计划的37.05%，较进度计划852万元降低221万元。降低的主要原因:一是严格执行经济责任制考核办法，使职工的成本核算意识有所增强；二是厂部推行费用承包使用办法，调动了车间当家理财、增产节约的积极性；三是参与大修的部分车间将维护用材料费挤占大修费用也是材料费用降低的重要原因。
2、一般修理费：年度计划为1288万元，实际完成409万元，完成年度计划的31.75%，较进度计划644万元降低235万元。降低的主要原因是费用发生情况的全年不均衡性所致。
3、其它费用：年度计划为3084万元，实际完成1440万元，完成年度计划的46.69%，较进度计划1542万元降低102万元。降低的主要原因：一是采用费用归口管理，同时厂部加大了对费用发生的合理性和必要性的事前审核及事后考核力度；二是有些费用的发生期与结算期不一致也是造成费用降低的原因之一。
（七）综合标煤单价：年度计划为145.57元/吨，上半年完成146.35元/吨，较计划升高0.78元/吨。影响综合标煤单价升高的主要因素：一是原煤热值较计划降低0.07MJ/Kg，影响标煤单价升高0.45元/吨；二是由于油价较计划2434元/吨上涨了477.72元/吨，使燃油费用较计划增加32.2万元，影响标煤单价升高0.43元/吨；三是原煤单价变化（西山煤较计划升高0.04元/吨，地方煤较计划升高0.04元/吨，小窑煤较计划升高0.18元/吨），影响标煤单价升高0.18元/吨；四是煤比变化(西山煤:地方煤:小窑煤的计划比例为24.03:10.48:65.49实际为22.74:11.68:65.58)，影响标煤单价降低0.28元/吨。
三、热费回收情况
今年以来，我厂的三个主要热用户的生产情况仍然在低谷徘徊，没有复苏的迹象，这无形中加剧了我厂热费回收工作的困难程度。为了切实有效地开展工作，我们一方面督促用户严格执行合同、协议，另一方面积极走访用户，沟通信息，及时掌握用户的实际情况。截止6月底，本期热费发生1672.91万元，实收1604.92万元，热费回收率为95.94%。历欠热费的回收工作已在加紧实施，并于6月20行文（并二电计字[2001]072号“关于严格执行历欠热费还款
计划的请示”）向省公司汇报了历欠热费回收工作中的问题和下一步还款计划，希望能得到省公司的支持和帮助。
四、上半年生产经营所做的主要工作
今年上半年，我厂深入、扎实地开展“经营管理年”各项活动，生产经营工作保持了稳定的发展态势，圆满完成了上半年的发电生产任务，实现了厂部的预期工作目标，为全面完成全年生产经营工作目标奠定了良好的基础。
生产管理方面：
一、坚持“预防为主，安全第一”的方针，以安全大检查和安全性评价工作为契机，进一步加强安全生产全过程管理，完善各级安全责任制，不断夯实安全基础。开展了以“落实安全规章制度，强化安全防范措施”为主题的“安全宣传周”活动，并组织进行了太原第二热电厂2001年度安全文明生产知识竞赛，进一步强化了职工的安全知识和安全意识。截止6月30日，全厂实现安全生产1755天的长周期。
二、认真贯彻ISO9002质量体系标准，严格执行“两卡”制度和三级验收制度，广泛采用新技术、新工艺、新材料，以运行分析、可靠性分析、技术监督分析等现代化管理手段为依托，大力推行设备状态检修，利用调峰备用时间加大设备治理力度，努力提高设备健康水平。上半年全厂设备完好率达100%，机组等效可用系数达到94.38%。
三、制定行之有效的节能技术措施和管理措施，深入开展节能降耗工作，并且组织进行了旨在加强职工节能意识的太原第二热电厂2001年度节能知识竞赛。在大力开展经济调度的同时，实行“抓小放大”的指标管理模式，深入开展小指标竞赛活动，加大指标分析力度，组织进行重点指标攻关，使各项指标同比呈现好转趋势。
经营管理方面：扎实、有效地开展“经营管理年”活动，重点放在质量、成本、资金和人力资源的开发和管理上，完善了内部经济责任制考核办法，实行目标管理，严格考核，不断夯实各项基础管理工作。具体做了以下工作：
一、在实行“以分管领导为主体，费用总承包”经营管理模式的同时，充分发挥“经营管理年”活动领导组的监督、指导职能作用，不定期地对费用承包单位的资金使用情况进行审查，以确保资金的规范和有效使用。由于职工的成本意识加强，加之领导组措施得当、监督到位，使我厂上半年各项财务费用较计划明显降低，有效地分解了成本控制压力。
二、继续强化财务基础管理工作，严格资金预算管理，制定了2001年全厂各部门成本费用计划，重新核定了全厂机动车辆的维修标准和油耗标准，下发了全厂机动车辆道桥费和停车费的报销标准。
三、针对日益紧张的供用水情况，修订完善了《太原第二热电厂供用水管理办法》，并且积极开展多种形式的节水活动：一是加强供水调度管理，合理调用水量，减少不必要的水资源浪费；二是制定实施节水计划措施，积极开展节水宣传，并加大了节水检查和考核力度，使职工的节水意识有所增强。
四、继续加强非生产用能管理，下发了《太原第二热电厂非生产用水用电管理实施细则》，坚持“用能付费”的原则，并且将非生产用能费用回收情况与费用回收部门的工资总额挂钩考核，加大了费用回收力度。
五、为适应“厂网分开，竞价上网”的需要，对全厂关口表计进行了一次摸底检查，针对存在的问题提出了调研和更新完善方案，目前正在加紧实施。
总之，在全厂干部、职工的共同努力下，我厂上半年顺利完成各项生产经营工作目标。
1、发电量进度不容乐观。截止6月30日，我厂发电量累计完成184750.4万千瓦时，虽然较进度计划超发8709.3万千瓦时，但在省公司直属发电厂中处于中游水平。考虑到我厂本年度的大修项目均在下半年，且大修容量大、时间长、损失电量多的实际情况（仅#8机组大修就将使我厂损失电量约2.2亿千瓦时），为保证我厂完成年度计划电量，在下一步的工作中，我们要努力做到以下几点：一是要在保证大修质量的前提下抓紧工程进度，争取大修机组早日并网发电；二是调动一切积极因素，抓紧设备消缺，加强设备治理，努力提高设备可靠性，做到随调随启；三是由生产技术部门牵头，组织有关部门攻关解决好母管制机组高峰时段负荷带不起来、低谷时段负荷压不下去的问题，争取最大限度地减少违约考核电量。同时，希望省公司在系统允许的情况下优先安排我厂的电量负荷，保证我厂的平均负荷率不低于76%。
2、供电煤耗实际值与定额比存在差距，需做深度攻关。今年上半年，全厂供电煤耗定额为397克/千瓦时，实际完成399克/千瓦时，实际超出定额值2克/千瓦时。其中：老机供电煤耗定额为421克/千瓦时，实际完成431克/千瓦时，实际超出定额10克/千瓦时；200MW机组供电煤耗定额为383克/千瓦时，实际完成383克/千瓦时，实际与定额持平。造成供电煤耗实际值完不成定额值的主要原因有：客观方面，一是本年度老机定额值计算办法开始执行一九九九年十二月华北电力集团颁布的《星级火力发电厂考核标准》（修订本），新标准中修改了“机组超期服役调整系数”的计算公式，影响老机供电煤耗定额值同比下降了7克/千瓦时；二是根据国电发[2000]196号文件精神，从2001年开始，我厂作为一流发电厂， 200MW机组供电煤耗定额基础值由原标准的372克/千瓦时调整为363克/千瓦时，下调9克/千瓦时，影响200MW机组的供电煤耗定额值同比下降9克/千瓦时。主观方面，虽然通过大力开展节能降耗活动，使煤耗完成情况较同期下降达7克/千瓦时（老机和200MW机组分别同比下降7克/千瓦时和8克/千瓦时），但是实际完成情况距离一流标准仍有差距，需要我们在方式调整、经济调度等方面做深度攻关。在下一步的工作中，我们要围绕关系供电煤耗的各项小指标进行深度攻关，一方面对现有设备条件进行改进；另一方面要加强运行调整，深度挖掘现有设备潜力。同时，请省公司体谅我厂的困难，尽快落实资金，及早安排对我厂机组进行技术改造，以便进一步拓宽降耗空间。
3、旧欠热费拖欠严重，按新标准回收难度大。2000年，我厂成为国家电力公司一流火力发电厂。按照《国家电力公司一流火力发电厂考核标准》的有关规定（国电发［2000］19620%”），我厂在 2001年历欠热费必须下降20%。由于我厂的三个热用户均属特困企业，生产不景气，企业效益不佳，完成历欠热费回收目标难度很大。虽然目前各热用户对历欠热费的还款情况很有异议，但为确保我厂一流成果和自身利益，下一步工作中我们只能依据市场调节手段，对热用户采取强硬的还款措施。这一点，请省公司给予支持和协助。
4、供热亏损将进一步增加。就我厂的供热现状而言，由于热价低于供热成本，对三个老用户的供热和对城市集中供热造成的亏损一直困扰着我厂。下半年
伴随新的供暖期的来临，由于城市集中供热面积的增大，影响我厂供热量增加约40万百万千焦，将会给我厂造成亏损增加370余万元。这一亏损额度，请省公司在年末对我厂经营情况进行考核时给予调整。
六、下半年工作打算
展望下半年的主要工作，我们首先要解决职工的观念和意识问题。全厂每个职工都必须牢固树立以经济效益为中心的市场竞争意识和与企业同呼吸共命运的忧患意识。其次，在进一步夯实安全基础的前提下，认真贯彻落实“经营管理年活动”的各项措施，重点做好以下几方面的工作：
1、修一流机组，创精品工程，保质保量完成#8机炉大修及相关设备改造工作。我们要通过本次对8#机组DCS、DEH系统进行改造，使设备自动化水平与机组健康水平再上一个台阶，建成设备好、技术先进、性能优良的机组，并实现全能值班、AGC功能和机组性能指标在线分析，极大地提高工作效率。为了确保大修和发电生产两不误，我们一方面要认真贯彻ISO9002质量体系标准，严格执行“两卡”制度和三级验收制度，合理安排大修进程，在保证质量的前提下尽量缩减工期；另一方面层层落实责任制，调动一切积极因素，抓紧设备消缺，加强设备治理，努力提高设备可靠性，做到随调随启。
2、继续深入、扎实地开展“经营管理年”活动，努力推进企业的“两个根本性转变”进程，确保全年各项经营指标的顺利完成。为此，我们制定了以下措施：一是加强成本管理环节中的财务基础管理和财务预算管理，杜绝预算外开支，并且在严格控制各项费用开支的同时，注重合理调配资金，提高资金利用效率，提高经营运作水平；二是加强企业内控制度建设，提倡并鼓励勤俭节约和修旧利疲，强化监督机制，严肃财经纪律，堵塞各种漏洞。三是围绕“资金、成本、质量”三个主要环节开展经济调度，努力提高经济机组的发电比例，同时坚持开展小指标竞赛等行之有效的节能技术措施和管理措施，并严格责任制考核制度，切实推进该项工作的顺利开展。
3、狠抓节能降耗，降低标煤单价。为了完成省公司下达的标煤单价指标，我厂下半年将继续在节能降耗上下功夫，坚持按燃料成本开展经济调度，尽可能地采取力所能及的措施来降低综合标煤单价。同时建议晋能公司，采取缩小火车煤比例、降低燃料价格、提高炉前煤热值等有效手段，以确保下半年我厂的标煤单价从目前的水平下降0.78元/吨，完成全年145.57元/吨的既定目标。
4、认真研究与电力市场相适应的企业运营机制，逐步建立适应电力市场的技术信息条件，细化对能源消耗状况进行的效益评价工作，为下一步适应“厂网分开，竞价上网”的需要做好准备工作。
总而言之， 我们要认真测算全年的经营考核指标，制定行之有效的保证措施，克服号文：考核标准第一款“必备条件”第10条规定：“完成上级主管部门确定的年度经营指标，不发生经营性亏损，供热电厂热费当年结零，陈欠热费压降消极因素影响，争取全年各项任务指标的顺利完成。
