来看,财务费用大幅降低和营业外支出减少是保持上半年利润基本稳定的主要原因。通过优化债务结构，降低资金成本，规避汇率风险，财务费用同比减少1.48亿元。营业外支出同比减少0.55亿元。

从各单位利润完成情况来看，上半年内部核算电厂实现利润总体略有增长，全资及控股公司实现利润同比下降3.41%。累计亏损单位20家，减少1家。亏损单位的亏损额由上年同期的3.39亿元，下降到1.9亿元，减亏1.49亿元。

上半年财务状况保持稳定。合并资产总额899.27亿元，同比增长9.34%；负债总额573.75亿元，同比增长 13.1%；所有者权益235.23亿元，同比增长1.14%。资产负债率63.8%，同比升高2.12个百分点。

（七）固定资产投资按计划实施，发展布局和结构调整取得明显成效，前期项目规模初步满足集团公司持续发展需要。

上半年，固定资产投资16.17亿元，完成年计划的40.77%。实际到位资金31.13亿元，其中：资本金0.96亿元，银行贷款6.38亿元，企业债券22.4亿元，利用外资0.58亿元，其它资金0.81亿元。

上年结转建设规模322.6万千瓦。上半年新开工大连泰山等两个热电项目共28.5万千瓦。投产碗米坡1＃和2＃水电机组、白鹤二期1＃机组、通辽六期5＃和6＃供热机组，共49.6万千瓦。到6月底，在建规模共301.5万千瓦，其中：水电占85.57%，火电占14.43%；大中型基本建设规模占94.53%，“以大代小”技改规模占5.47%。

目前，开展前期工作的项目共73项7069.1万千瓦。其中：已上报开工报告52.5万千瓦，已批可研报告300万千瓦，已批项目建议书620.5万千瓦，已上报可研报告待批483.5万千瓦，已上报项目建议书待批2149万千瓦，正在开展初可和规划的3463.6万千瓦。

从布局和结构上看，分布范围由组建初的17个省份发展到目前的22个省份。其中：黄河上游和沅水等流域上的水电项目13个共1083.6万千瓦，辽宁核电和山东海阳等8个核电项目，蒙东等煤电基地的煤电项目、其它新建和扩建煤电项目50个共4255.5万千瓦，天然气发电项目2个共130万千瓦。

（八）生产规模扩大，现价工业总产值增加，职工人数减少，劳动生产率进一步提高。

截止6月末，集团公司系统职工期末人数75273人，比上年同期减少969人，比2003年末减少522人。

以现价工业总产值计算，上半年集团公司全员劳动生产率为31.33万元/人，同比提高16.4%。其中：火电企业劳动生产率30.65万元/人，同比提高15.8%；水电企业46.12万元/人，同比提高21%。

同志们，我们在面临诸多非常尖锐和复杂的矛盾面前，能够形成经济运行的良好局面，是非常不容易的。比较而言，我们是在老小旧机组比较多、设备长期处于高负荷运行、煤质下降、新机组投产压力大的情况下，保持了生产、基建的安全稳定局面；我们是在煤电油运供需矛盾突出、新增生产能力相对不多、市场结构发生新的不利变化、南方来水偏枯的情况下，实现了发电量的稳定增长；我们是在电煤价格飞涨、电价调整不能弥补燃料成本增加的情况下，保证了经济效益基本稳定，亏损面没有扩大，亏损额大幅下降；我们是在成立之初发展项目严重不足、电源前期竞争极其激烈的情况下，初步为合理布局、结构调整和产业技术升级，进行了规划储备；我们是在着力消除旧的体制、机制性障碍的变革探索实践过程中，认真贯彻年初工作会议精神，坚持以增收节支，促进经济效益的稳步提高，坚持以业绩评估，促进经营管理水平的全面提升，坚持以改革创新，促进管理体制和经营机制的根本转变。是公司系统全体干部员工齐心协力、坚强拼搏的结果。

二、经营形势严峻，机遇与挑战并存，内部管理仍有薄弱环节，完成全年任务还很艰巨，要把握主要矛盾，趋利避害，巩固和发展上半年良好势头

综观当前和今后的经营工作：

第一，外部市场环境存在诸多不利因素。一是电煤供应紧张、煤质下降、价格大幅上扬，严重危及设备运行的安全性和经济性，严重影响经济效益的稳定和提高。上半年，集团公司供煤量低于耗煤量，截止6月底，实际库存煤同比下降69.65万吨,下降幅度达33.92%。阜新、娘子关、平圩、姚孟等大部分电厂库存煤经常处于警戒线以下，造成部分机组降负荷运行，甚至被迫停机检修。入厂煤平均低位热值同比下降5.09%，造成设备磨损严重，锅炉效率降低，辅机耗电增加，助燃用油上升。上半年，因电煤价格上涨，集团公司增加燃料成本高达近7亿元，已有的电价政策难以平衡。进入七月份后，第三轮煤价上涨又起，河南、山西、东北等地区煤炭企业纷纷要求涨价，有的煤炭企业要求计划内价格增长幅度高达44%，几乎影响到所有火电企业，给正常生产经营带来严峻挑战。二是电力市场不规范和市场结构变化存在不利影响。在国家多次规范电价管理的情况下，上半年，批准的基数电量安排不到位、自行组织竞价和计划外电量、压低或变相降低电价的现象，在相当多的地区仍然存在。一些区域因市场结构变化等原因，造成市场份额下降。如上半年，上海地区区外来电的增加和新机组投产，使集团公司电厂的发电量同比大幅降低。上海用电量同比增长13.2%，上海当地电厂发电量同比增长1.2%，集团公司电厂发电量同比下降5.76%。受水情不好影响，有些电厂有价无量，争取到的电价政策不能发挥作用，下半年难以出现恢复性增长。三是银根适度紧缩，银行实际执行利率上浮空间扩大，实际利率上升，将加大资金成本，也增加了电热费回收难度。

第二，迎峰度夏、防洪度汛面临严峻考验。一是设备可靠性要求提高。一方面今年以来电煤质量下降直接影响设备健康状况，另一方面夏季用电要求调峰能力提高。二是防洪度汛压力加大。目前正值主汛期，沅水上的三板溪已进入施工高峰期，在建项目较多的黄河

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