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。
17、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2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3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；44、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。
55、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6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。