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%。