2016年上半年，山西电力运行基本平稳。除装机持续增长外，受整体经济下行压力影响，发电量、用电量等指标均处于低位，外送电形势也不乐观。装机增长、用电低迷，受供给侧与需求侧两头挤压，发电企业经营风险增大。

第一部分 电力运行情况

一、山西电力运行情况

(一)发电情况

1. 发电装机

截至6月底，全省发电装机7218.90万千瓦。其中火电6016.23万千瓦，占比83.34%;风电704.73万千瓦，占比9.76%;水电243.88万千瓦，占比3.38%;太阳能发电254.05万千瓦，占比3.52%。

2. 发电量

6月份，全省发电量201.48亿千瓦时，同比增长1.92%。其中火电189.76亿千瓦时，同比增长1.81%;风电8.21亿千瓦时，同比降低6.50%;水电1.70亿千瓦时，同比降低10.91%;太阳能发电1.80亿千瓦时，同比增长202.13%。

1-6月份，全省发电量完成1177.88亿千瓦时，同比降低2.52%。其中，火电1080.89亿千瓦时，同比降低4.71%;风电70.67亿千瓦时，同比增长31.66%;水电17.85亿千瓦时，同比增长6.23%;太阳能发电8.47亿千瓦时, 同比增长144.80%。

图1:2015年、2016年发电量对比(亿千瓦时)

3. 发电利用小时

1-6月份，全省发电设备利用小时数为1665小时，同比减少236小时。其中，火电1817小时、同比减少228小时;风电1028小时、同比减少23小时;水电734小时、同比减少45小时;太阳能439小时、同比减少195小时。

图2:2015年、2016年全省发电平均利用小时数对比(小时)

(二)用电情况

1. 最大负荷

6月份，全省最大用电负荷2235万千瓦，同比增长2.20%。

2. 省内用电

6月份，全省全社会用电量143.58亿千瓦时，同比增长0.38%;其中工业用电量112.30亿千瓦时，同比持平。各产业及居民用电量同比增长分别为-33.80%、0.14%、7.98%和7.76%;各产业及居民用电量占比分别为3.24%、79.42%、8.91%和8.43%。

1-6月份，全省全社会用电量完成852.97亿千瓦时，同比降低0.13%。其中，第一产业18.29亿千瓦时，同比降低3.75%;第二产业661.41亿千瓦时，同比降低1.59%;第三产业88.07亿千瓦时，同比增长6.31%;城乡居民生活85.20亿千瓦时，同比增长6.37%。

图3:2015年、2016年用电量对比(亿千瓦时)

6月份，完成直接交易电量36.21亿千瓦时，1-6月份累计达成直接交易合同电量360.79亿千瓦时，完成156.24亿千瓦时，合同完成率25.79%。

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3. 外送电量

6月份，全省外送电量完成57.89亿千瓦时，同比增长5.96%。其中，省电力公司外送电量20.55亿千瓦时(外送京津唐9.02亿千瓦时、外送特高压为0、外送河北11.53亿千瓦时)，同比增长15.61%。

1-6月份，全省外送电量累计完成324.91亿千瓦时，同比降低8.29%。其中，省电力公司外送电量125.93亿千瓦时(外送京津唐44.21亿千瓦时，外送特高压31.86亿千瓦时，外送河北49.86亿千瓦时)，同比降低13.66%。

图4:2015年、2016年外送电量对比(亿千瓦时)

三、运行分析

(一)第三产业和居民用电量有所回升，第二产业用电量仍低位运行。

6月份，除第一产业用电负增长外，其他用电保持正增长。第三产业和居民用电环比和同比均有所回升，第二产业用电量略有回升，工业用电同比持平，但环比下降1.57%。四大主导行业中，煤炭、钢铁仍保持负增长，分别为3.02%、11.92%;有色、化工行业用电量在大用户直接交易的拉动下，增速分别为7.7%、1.22%。

(二)发电量增幅实现“变负为正”突破，但仍低于全国平均增速。

6月份，全省发电量自2015年以来首次出现正增长，同比增速1.92%，但比全国增速3%低1.08个百分点，发电企业受利用小时持续下降影响，存在较大经营风险，54家省调火电厂中，已有26家企业出现亏损。

(三)受同期外送电量偏低影响，外送京津唐、河北电量呈现较大幅度增长。

6月份，省电力公司外送电量20.55亿千瓦时，同比增长15.61%。受去年同期外送电量偏低影响，送京津唐同比增长19.63%，外送河北南网同比增长14.84%，特高压从5月底开始转为南电北送，无外送电量。

第二部分 生产经营情况

一、电网企业经营情况

截至6月底，山西省2家电网企业资产总额793.76亿元，负债总额528.69亿元，平均资产负债率66.61%，利润总额10.94亿元。其中：

山西省电力公司资产总额732.94亿元，比年初增长0.96%;负债总额493.94亿元，比年初减少0.81%;所有者权益239.00亿元，比年初增长4.82%;资产负债率67.39%，比年初下降1.2个百分点。营业收入340.25亿元，营业成本322.51亿元，利润总额10.08亿元，净利润9.98亿元。

山西地方电力有限公司资产总额60.82亿元，比年初减少0.74%;负债总额34.75亿元，比年初减少3.49%;所有者权益26.07亿元，比年初增长3.17%;资产负债率57.14%，比年初下降1.62个百分点。营业收入17.83亿元，营业成本14.79亿元，利润总额0.86亿元，净利润0.80亿元。

二、发电企业经营情况

(一)经营指标

1. 利润

上半年，纳入电力监管统计系统的61家燃煤火电企业总装机容量4955万千瓦，完成发电量915.92亿千瓦时(占网、省火电90.65%)，完成利润22.18亿元(税前，下同)，同比减少25.52亿元，其中：网调完成18.88亿元，同比减少3.41亿元;省调完成3.30亿元，同比减少22.11亿元。统计口径内的55家省调火电厂中，27家企业盈利10.91亿元、2家企业持平、26家企业亏损7.61亿元。

2. 资产负债

截至6月底，全省火电企业资产总额1637.67亿元，比年初增长3.38%;负债总额1224.04亿元，比年初减少1.89%;所有者权益总额413.63亿元，比年初增长22.93%。资产负债率平均为74.74%，比年初下降4.02个百分点，其中：国、网调机组平均为43.33%，比年初下降4.10个百分点;省调机组平均为79.66%，比年初下降4.07个百分点。

3. 发电成本

上半年，燃煤机组发电成本完成235.16亿元，其中燃料费66.5亿元、水费4.5亿元、材料费11.56亿元、职工薪酬19.32亿元、折旧51.82亿元、修理费12.9亿元、购电费2.3亿元、其他费用27.82亿元、营业税金及附加5.6亿元、财务费用32.84亿元。发电成本中占比较大的分别是燃料费28.28%、折旧22.04%、财务费用13.96%。各成本项目占比见下图。

图5：发电各成本项目占比图

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4. 供电煤耗

上半年，全省燃煤机组供电煤耗完成319.74克/千瓦时，同比下降5.89克/千瓦时。同比降幅较大的电厂有：同煤大唐热电、广宇、永皓、国投大同能源、河坡、耀光、云冈、太二、长治热电，分别降低54.35克/千瓦时、46.79克/千瓦时、40.23克/千瓦时、39.84克/千瓦时、35.5克/千瓦时、30.13克/千瓦时、29.19克/千瓦时、28克/千瓦时、19.01克/千瓦时，供电煤耗降幅较大的主要原因是：部分供热机组供热期煤耗较非供热期低，但非供热期发电量较少，因此，供热期煤耗占比较非供热期高，影响上半年供电煤耗降幅明显;同比升高较多的电厂有：柳林、晋城热电、运城、国锦，分别升高13.4克/千瓦时、13.2克/千瓦时、12.13克/千瓦时、9.34克/千瓦时。

图6:60万千瓦级(含50万千瓦)供电标准煤耗比较

(二)经营情况分析

上半年，受省内外用电市场持续低迷影响，火电机组设备利用小时继续下行，但在较低的煤价支撑下，经营情况总体平稳，资产负债情况略有改善。影响利润的主要因素是：到厂原煤同比降低约75元/吨(含税)，节约燃料成本约31.8亿元;平均利用小时下降228小时，减少边际收益约24.6亿元;1月1日电价下调3.33分/度，减少利润约30.4亿元;大用户直接交易影响利润同比减利2.4亿元，另外供电煤耗、供热煤耗以及固定成本等的变化对利润都有影响。

主要特点：

1. 网调电厂盈利能力仍明显高于省调电厂

上半年，全省火电盈利约22.18亿元，其中国、网调机组盈利18.88亿元，其装机占比16.4%，盈利占比85%。利用小时和电价是影响盈利水平的重要因素。一是发电利用小时，国、网调机组为2332小时，省调火电机组为1709小时，相差623小时;二是上网电价，国、网调机组比省调标杆电价高约1-3.5分，省调机组参与省内大用户直接交易，上半年直接交易电量161.6亿千瓦时，平均成交价格比标杆电价低5.04分/千瓦时。

表1:国、网调机组与省调机组发电量及盈利能力对比

备注：纳入电力监管统计系统统计口径。

2. 省调机组亏损面加大且呈现阶段性不平衡

上半年，电煤价格持续下行，但受电价调整及发电机组利用小时持续下滑、直接交易电量增长等因素影响，省调燃煤机组利润完成3.3亿元，同比降低22.11亿元。上半年26家省调电厂累计亏损7.61亿元，亏损面同比扩大16家，亏损额增加至5.14亿元。受电网运行方式影响，发电机组经营呈现阶段性不平衡，一季度供热机组普遍盈利，亏损主要发生在大容量纯凝机组;二季度大容量纯凝机组经营情况好转，供热机组发生亏损。

3. 南北电厂煤价差异缩小

上半年，煤价继续低位运行，中南部主力电厂入炉标煤单价约256元/吨，北部主力电厂入炉标煤单价约220元/吨，南北相差36元/吨，2015年同期相差约60元/吨。南北电煤价格差异缩小，北部电厂煤价优势减弱。

图7: 部分主力电厂入炉煤标煤单价对比图(单位：元/吨)