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来水好于去年，公伯峡又是今年计划投产的关键项目。
第三，企业管理仍存在薄弱环节。一是一些企业违规违纪问题仍然存在。上半年审计检查、财务整顿和业绩评估工作中，发现一些单位违反国家财经纪律，违规经营的现象并未杜绝，与集团公司反复强调的法制化、规范化管理要求仍然存在很大差距。有的单位私设“小金库”、账外帐，编制虚假工程，人为调整消耗指标，截留收入利润，乱挤乱摊成本，关联交易很不规范等。有的违纪金额较大，问题性质还很严重。二是部分单位计划和预算指标完成存在较大差距。
第四，核心竞争力有待加快培育和壮大。一是前期规划形成的布局和结构，要加快推进，尽快形成电力生产力，形成规模和结构优势。二是集团公司组建以来，坚持不懈为之实践的，符合集团公司特点和适应市场化要求的，在继承旧体制的历史遗产同时开辟未来的专业化、集约化的管理模式，要进一步实践并完善，破中求立，立中完备。三是在稳步向电力相关产业延伸发展的多元化和成员单位组织形式的多样性格局中，实现条条块块的紧密结合。四是做到任何内部资源，都不会成为公司增长和发展的“瓶颈”。
同时，我们也有许多有利条件：
第一，国民经济仍将保持快速发展，用电需求也会继续呈现旺盛的局面。随着国家宏观经济调控措施逐步到位，我们有理由相信，煤电油运供求紧张的局面将得到缓解。同时，集团公司的辽宁和海阳核电项目、黄河水电基地、蒙东等煤电基地已经纳入国家能源中长期发展规划，新的产业政策为集团公司发展提供了广阔的空间，面临难得的发展机遇。
第二，改革逐步深入。电力市场监管力度正在加大，“三公”的市场环境将逐步形成。国有企业改革继续深化，建立现代企业制度、分离企业办社会职能、推进主辅分离的配套措施已经或正在到位。内部改革全面展开，职工对改革的承受能力正在增强。曾经困绕集团公司的黄
上一页 [1] [2] [3] [4] [5] [6] [7] [8] 下一页