上半年经济财务活动分析报告7篇【精选推荐】

上半年经济财务活动分析报告现对我司一季度经济活动的主要情况分析报告如下：年初，货运总公司对我司下达年度经济责任制指标计划，具体指标计划为：1、责任成本***下面是小编为大家整理的上半年经济财务活动分析报告7篇,供大家参考。

上半年经济财务活动分析报告篇1

现对我司一季度经济活动的主要情况分析报告如下：

年初，货运总公司对我司下达年度经济责任制指标计划，具体指标计划为：

1、责任成本****万元

2、船舶交通事故损失金额

（1）库区、中游：*元/ktkm

（2）下游：*元/ktkm

（3）上海港作：*元/艘

（4）其它港作：*元/艘

3、船舶效率

（1）拖轮船产量*吨千米/千瓦

（2）驳船船产量*吨千米/吨

4、燃油消耗

（1）企业单耗*千克/千吨千米

（2）非生产用油*吨

（3）燃料油与总耗量比例*

5、驳船营运率*

我司根据货司下达的年度经济指标计划，对各项经济指标进一步细化，层层分解落实，为确保年度目标的完成，船务公司领导班子带领公司全体干部职工，面对指标的压力，经过近几个月来的努力，公司一季度主要经济指标均达到计划进度要求。

上半年经济财务活动分析报告篇2

上半年集团公司经济运行主要呈现以下特征：

（一）电力生产和基建安全形势总体良好。

上半年，未发生电力生产、基建人身死亡事故和群伤事故，未发生特别重大事故，未发生责任性重大设备事故，未发生垮坝和水淹厂房事故，未发生重大火灾事故。发生发电生产人身重伤事故1次，同比增加1次；发生一般设备事故2次，同比减少7次；发生设备一类障碍77次，同比减少48次；发生非计划停运108次，同比减少135次。

（二）在电力供应紧张形势下，充分挖掘现有机组潜力，克服煤炭供需矛盾突出和南方来水偏枯等不利因素影响，发电量和售电量保持稳步增长。

上半年，集团公司发电量637、91亿千瓦时，同比增长5、84%，完成全年计划的50、49%。其中：火电537、48亿千瓦时，占总发电量的84、26%，同比增长4、97%；水电100、43亿千瓦时，占总发电量的15、74%，同比增长10、75%。

从区域来看，华北地区的发电量占集团公司总发电量的20、45%，同比增长6、55%；东北地区占16、5%，同比增长7、82%；华东地区占31、4%，同比增长1、48%；华中地区占23、21%，同比降低3、03%；西北地区占8、45%，同比增长65、28%。

火电机组利用小时进一步提高。上半年火电设备平均利用小时达3167小时，同比增加130小时。比全国火电设备平均利用小时高出207小时。

水电来水呈现“北丰南枯”态势。福建、江西、湖南由于降水量少，来水相对偏枯，发电量均有所下降。福建减少2、51亿千瓦时，同比降低43、36%；江西减少2、26亿千瓦时，同比降低64、51%；湖南减少7、05亿千瓦时，同比降低15、12%。西北地区的青海、甘肃、宁夏来水较好，发电量增加21、28亿千瓦时，同比增长65、28%。

新投产机组对发电量增长贡献较大。新投产机组发电量11、37亿千瓦时，占发电量增量的32、3%，为缓解电力供需矛盾和发电量稳步增长发挥了积极作用。

上半年，售电量增长速度高于发电量增长。集团公司售电量593、05亿千瓦时，同比增长5、93%。其中：火电493、78亿千瓦时，水电99、27亿千瓦时。

（三）供电煤耗和综合厂用电率均有下降，节能降耗工作取得成效。

上半年，集团公司综合厂用电率7、03%，同比下降0、43个百分点。其中：火电8、13%，同比下降0、33个百分点；水电1、16%，同比下降0、62个百分点。

上半年，集团公司供电煤耗366、74克/千瓦时，同比下降1、04克/千瓦时。

（四）销售收入增长幅度高于电量增长。售电量的增加和火电售电单价的提高推动了电力收入的增长。

上半年，集团公司实现销售收入137、87亿元，同比增长10、11%，与预算执行进度基本同步。其中：电力销售收入132、76亿元，占总销售收入的96、29%，同比增长9、97%；热力销售收入3、74亿元，占总销售收入的2、71%，同比增长7、65%。

电力收入中，火电114、1亿元，占电力收入的85、95%，同比增长10、39%；水电18、65亿元，占电力收入的14、05%，同比增长7、47%。电力收入增加中，七成来自于电量增长，三成来自于电价提高。

上半年，平均售电价格226、13元/千千瓦时，同比提高6、03元/千千瓦时。其中：火电受7厘钱调价和电价矛盾疏导作用影响，售电均价同比提高8、93元/千千瓦时。水电因价格相对较低的黄河上游电量比例升高，售电均价同比下降7、01元/千千瓦时。

上半年，全资、控股公司电力收入增长速度高于内部核算电厂收入增长。全资、控股公司电力收入同比增长12、25%，内部核算电厂电力收入同比增长4、96%。

（五）固定成本得到有效控制，但因电煤价格不断攀升，总成本未能控制在预算执行进度之内，成本增长远高于收入增长。

上半年，集团公司销售总成本118、92亿元，为年度预算的51、06%，同比上升14、04%，高于收入增长3、93个百分点。其中：电力产品销售成本112、51亿元，占销售总成本的94、61%，同比上升13、83%；热力产品销售成本5、41亿元，占销售总成本的4、55%，同比上升16、32%。

电力成本中，火电成本100、57亿元，占电力成本的89、39%，同比上升13、19%；水电11、94亿元，占电力成本的10、61%，同比上升19、53%。

从电力成本构成来看，燃料成本占电力成本51、4%，同比上升2、9个百分点；水费及固定成本占电力成本比例相应下降。燃料成本预算执行进度58、13%，其他成本项目均控制在50%以内。

燃料成本增加是推动成本上升的最主要原因。上半年，电力燃料成本同比增加9、88亿元，上升20、03%；其中：因煤炭价格大幅度上涨，增加燃料成本6、99亿元。火电售电单位燃料成本同比上升14、17元/千千瓦时。电价政策性调整难以平衡煤价的上涨。

从单位看，内部核算电厂成本控制总体好于独立发电公司。上半年，内部核算电厂成本同比上升3、43%，全资、控股公司成本同比上升15、04%。

（六）在电力利润下降、热力增亏的情况下，由于财务费用大幅下降、营业外支出减少，保持了利润的基本稳定。

上半年，集团公司实现利润10、68亿元，同比减少0、24亿元，下降2、17%，其中：电力产品利润同比下降8、02%；热力亏损1、71亿元，同比增亏43%。

从利润形成结构来看，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XX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。

上半年经济财务活动分析报告篇3

1、经济活动分析报告的定义：经济活动分析报告是指对某一部门或单位的经济活动过程及其结果进行分析，从中总结经验，找出问题，提出改进意见，以提高经济效益的一种书面报告。

2、经济活动分析报告的分类：

（1）按内容可分为全面分析报告、简要分析报告（专业性强）和专题分析报告；

（2）按时间可分为年度分析报告、季度分析报告、月份分析报告、周旬或不定期分析报告；

（3）按管理范围可分为厂部分析报告、车间分析报告和班组分析报告。

3、经济活动分析报告的结构：经济活动分析报告的结构要根据分析的内容和目的而定，并没有固定的格式，一般包括标题、正文和结尾三部分。

（1）标题：经济活动分析报告的标题一般有两种形式：

①综合分析报告的标题，一般包括单位名称、时间和分析内容，如《XX市XX公司一九XX年上半年财务分析》。

②专题分析报告的标题，一般是揭示分析的内容或范围，如《加强商品购销过程中的经济核算》；有的也用分析报告的建议或意见做标题，如《关于迅速整顿成本资金的建议》。

（2）正文：①经济活动分析报告的正文部分一般分为开头和主体两部分

A、开头。一般是运用几个基本数据概括地介绍生产或销售的基本情况，或概述分析的课题、目的和意义等。有的则没有开头，而是把开头的内容安排在分析的说明中。

B、主体。主体是分析部分。分析要根据目的要求，紧扣主题，结合具体情况，围绕重点安排内容。全面分析报告，要分析各项主要经济指标的完成；专题分析报告，要针对专题深入展开分析。

②正文的写法内容是：一是介绍情况。主要是介绍分析对象的情况，包括基本情况的文字说明和具体数学说明，如指标、百分比、有关数据等。二是进行分析。就是依据国家的政策和经济规律，运用对比分析法、因素分析法、动态分析法等方法，对有关数据进行数学运算推导，或对有关情况进行综合分析研究，做出评论，产生建议。

（3）结尾：结尾部分根据前面的分析，应对取得的成绩，探讨如何进一步巩固提高；对存在的问题提出解决的具体措施或建议。

4、经济活动分析报告的写作要求：在做经济活动分析报告的写作时一定要注意以下几个方面：

（1）明确和突出主题，做好资料准备工作。

（2）坚持原则，如实反映情况。

（3）全面分析，突出重点，简明扼要。

（4）判断、推理要合乎逻辑。

上半年经济财务活动分析报告篇4

可以分为全面分析报告、专题分析报告和简要分析报告。全面分析报告是指对某一地区、某一部门、某一企业一定时期内经济活动的。各项指标进行全面系统分析后写成的报告，主要用与年度和季度分析，也可反映更长或更多时间内的经济活动情况。专题分析报告是指在经济活动中抓住某一重要问题或关键问题，进行专门的、重点的调查研究分析后写成的书面报告。这类报告内容单一、针对性强。简要分析报告，一般是围绕几个财务指标、计划指标，或抓住几个重点问题进行分析，便于及时观察经济活动的趋势和工作改进程度，

上半年经济财务活动分析报告篇5

一、实现产值、营业收入、利润分析

上半年完成工业总产值5969万元，实现营业收入6485.18万元（其中主营收入6435.22万元，外销257.50万元），利润总额255.48万元。

合并营业收入完成年度计划的58.43%，比上年同期增加1676.41万元，主要呈现为XX公司和YY公司的销售增长，而母公司的销售相对萎缩。

合并利润总额完成年度计划的41.88%；与上年同期相比，各母子公司都有所增加，其中母公司在营业收入下降的同时实现了增利，YY公司实现扭亏，稍有盈余，开创了良好发展的新局面。

母公司的营业收入与上年同期相比下降了248.87万元，但利润总额增加71.88万元，除投资收益增加36.17万元外，其他归功于成本费用的有效控制。

XX公司PP产品销售量与上年同期基本持平，但由于5月份某公司（客户）补差价566.97万元（含税），使平均结算价格（含税）由上年同期的3576.34元/吨增至4455.53元/吨，增加了879.18元/吨，从而营业收入增加779.58万元，实现增利16.05万元。

YY公司积极、主动地开发市场，实现外销183.70万元，同时采取到现场包换N产品的售后服务等有效措施，基本上占领了B市内N产品市场。与上年同期相比销售收入增加821.93万元，实现盈余3.16万元。

ZZ公司营业收入和利润总额与上年同期相比分别增加23.32万元和9.23万元，可见正处于持续性发展中。

上半年经济财务活动分析报告篇6

在全面财务分析的基础上，对影响财务状况、经营成果和现金流量的因素分析说明。抓住关键问题，分清原因。

第五部分：采取的措施和建议（重点）

针对经营管理中存在的问题和潜在的风险，提出解决的措施和建设性的建议。

第六部分：经营预测分析（预测下一季度和全年状况）

根据市场变化和企业经营趋势，说明公司拟采取的经营策略和计划，预测企业经营业绩和财务状况。对企业未来发展及价值状况进行分析与评价。

上半年经济财务活动分析报告篇7

上半年集团公司经济运行主要呈现以下特征：

（一）电力生产和基建安全形势总体良好。

上半年，未发生电力生产、基建人身死亡事故和群伤事故，未发生特别重大事故，未发生责任性重大设备事故，未发生垮坝和水淹厂房事故，未发生重大火灾事故。发生发电生产人身重伤事故1次，同比增加1次；发生一般设备事故2次，同比减少7次；发生设备一类障碍77次，同比减少48次；发生非计划停运108次，同比减少135次。

（二）在电力供应紧张形势下，充分挖掘现有机组潜力，克服煤炭供需矛盾突出和南方来水偏枯等不利因素影响，发电量和售电量保持稳步增长。

上半年，集团公司发电量637、91亿千瓦时，同比增长5、84%，完成全年计划的50、49%。其中：火电537、48亿千瓦时，占总发电量的84、26%，同比增长4、97%；水电100、43亿千瓦时，占总发电量的15、74%，同比增长10、75%。

从区域来看，华北地区的发电量占集团公司总发电量的20、45%，同比增长6、55%；东北地区占16、5%，同比增长7、82%；华东地区占31、4%，同比增长1、48%；华中地区占23、21%，同比降低3、03%；西北地区占8、45%，同比增长65、28%。

火电机组利用小时进一步提高。上半年火电设备平均利用小时达3167小时，同比增加130小时。比全国火电设备平均利用小时高出207小时。

水电来水呈现“北丰南枯”态势。福建、江西、湖南由于降水量少，来水相对偏枯，发电量均有所下降。福建减少2、51亿千瓦时，同比降低43、36%；江西减少2、26亿千瓦时，同比降低64、51%；湖南减少7、05亿千瓦时，同比降低15、12%。西北地区的青海、甘肃、宁夏来水较好，发电量增加21、28亿千瓦时，同比增长65、28%。

新投产机组对发电量增长贡献较大。新投产机组发电量11、37亿千瓦时，占发电量增量的32、3%，为缓解电力供需矛盾和发电量稳步增长发挥了积极作用。

上半年，售电量增长速度高于发电量增长。集团公司售电量593、05亿千瓦时，同比增长5、93%。其中：火电493、78亿千瓦时，水电99、27亿千瓦时。

（三）供电煤耗和综合厂用电率均有下降，节能降耗工作取得成效。

上半年，集团公司综合厂用电率7、03%，同比下降0、43个百分点。其中：火电8、13%，同比下降0、33个百分点；水电1、16%，同比下降0、62个百分点。

上半年，集团公司供电煤耗366、74克/千瓦时，同比下降1、04克/千瓦时。

（四）销售收入增长幅度高于电量增长。售电量的增加和火电售电单价的提高推动了电力收入的增长。

上半年，集团公司实现销售收入137、87亿元，同比增长10、11%，与预算执行进度基本同步。其中：电力销售收入132、76亿元，占总销售收入的96、29%，同比增长9、97%；热力销售收入3、74亿元，占总销售收入的2、71%，同比增长7、65%。

电力收入中，火电114、1亿元，占电力收入的85、95%，同比增长10、39%；水电18、65亿元，占电力收入的14、05%，同比增长7、47%。电力收入增加中，七成来自于电量增长，三成来自于电价提高。

上半年，平均售电价格226、13元/千千瓦时，同比提高6、03元/千千瓦时。其中：火电受7厘钱调价和电价矛盾疏导作用影响，售电均价同比提高8、93元/千千瓦时。水电因价格相对较低的黄河上游电量比例升高，售电均价同比下降7、01元/千千瓦时。

上半年，全资、控股公司电力收入增长速度高于内部核算电厂收入增长。全资、控股公司电力收入同比增长12、25%，内部核算电厂电力收入同比增长4、96%。

（五）固定成本得到有效控制，但因电煤价格不断攀升，总成本未能控制在预算执行进度之内，成本增长远高于收入增长。

上半年，集团公司销售总成本118、92亿元，为年度预算的51、06%，同比上升14、04%，高于收入增长3、93个百分点。其中：电力产品销售成本112、51亿元，占销售总成本的94、61%，同比上升13、83%；热力产品销售成本5、41亿元，占销售总成本的4、55%，同比上升16、32%。

电力成本中，火电成本100、57亿元，占电力成本的89、39%，同比上升13、19%；水电11、94亿元，占电力成本的10、61%，同比上升19、53%。

从电力成本构成来看，燃料成本占电力成本51、4%，同比上升2、9个百分点；水费及固定成本占电力成本比例相应下降。燃料成本预算执行进度58、13%，其他成本项目均控制在50%以内。

燃料成本增加是推动成本上升的最主要原因。上半年，电力燃料成本同比增加9、88亿元，上升20、03%；其中：因煤炭价格大幅度上涨，增加燃料成本6、99亿元。火电售电单位燃料成本同比上升14、17元/千千瓦时。电价政策性调整难以平衡煤价的上涨。

从单位看，内部核算电厂成本控制总体好于独立发电公司。上半年，内部核算电厂成本同比上升3、43%，全资、控股公司成本同比上升15、04%。

（六）在电力利润下降、热力增亏的情况下，由于财务费用大幅下降、营业外支出减少，保持了利润的基本稳定。

上半年，集团公司实现利润10、68亿元，同比减少0、24亿元，下降2、17%，其中：电力产品利润同比下降8、02%；热力亏损1、71亿元，同比增亏43%。

从利润形成结构来看，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XX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。

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