山西省57家电厂50家亏损 成本达315.9元/千千瓦时！

无论是参加电力直接交易的用户，还是围观群众(如媒体记者)，都喜欢在交易时分析发电企业的发电成本，据此揣测报价。给人一个错觉：成本决定价格。其实决定价格的不仅是成本，iPhoneX256G版本中国售价9688元，房价只能按照开发商的定价购买，如果按照iPhoneX或者房子的成本去和人家议价，会被啐一脸的，所以成本定价思维未必是市场化思维。从发布的1-8月份山西省发电企业经营数据看，山西省省调燃煤电厂平均售电成本为270元/千千瓦时，数据应该是不含税售电成本，含税售电成本应该已经到了315.9元/千千瓦时，仅从成本角度看，后期电力市场发电侧的让利空间已经严重受限。

9月22日，山西省召开2017年第二次厂网联席会，会议通报了1-8月电力企业经营情况，以下为发电部分摘要。

1 发电企业经营指标情况

1.利润

2017年1-8月，136家发电企业完成利润-14.43亿元，其中：火电63家完成利润总额-33.31亿元;其中：6家国、网调完成利润4.84亿元，4家盈利，2家亏损;省调57家完成利润-38.15亿元，7家企业盈利，50家企业亏损。

水电3家完成利润-0.91亿元、风电43家完成利润15.49亿元、光伏27家完成利润4.3亿元。

2.资产负债

2017年1-8月，136家发电企业资产总额2259.82亿元，负债总额1749.12亿元，资产负债率平均为77.4%，其中：

火电63家资产总额1648.93亿元，负债总额1351.29亿元，资产负债率平均为81.95%，其中：国、网调机组资产总额为198.18亿元，负债总额为94.88亿元，资产负债率平均为47.88%;省调机组资产总额为1847.1亿元，负债总额为1446.17亿元，资产负债率平均为78.29%。

水电3家资产总额82.95亿元，负债总额49.93亿元，资产负债率平均为60.19%。

风电43家资产总额373.74亿元，负债总额233.27亿元，资产负债率平均为62%。

光伏27家资产总额154.2亿元，负债总额114.63亿元，资产负债率平均为74.34%。

3.单位售电成本

2017年1-8月，部分省调燃煤电厂平均售电成本为270元/千千瓦时，其中：燃料费160.56元/千千瓦时、水费2.28元/千千瓦时、材料费5.89元/千千瓦时、职工薪酬24.59元/千千瓦时、折旧48.95元/千千瓦时、修理费8.74元/千千瓦时亿元、购电费1.55元/千千瓦时、其他费用17.99元/千千瓦时。发电成本中占比较大的分别是燃料费58.09%、折旧17.70%、其他费用6.51%。

4.供电煤耗

2017年1-8月全省部分主力燃煤发电机组平均供电煤耗333.75克/千瓦时，较2016年全省燃煤机组平均供电煤耗完成321.04克/千瓦时，上升12.71克/千瓦时。总装机容量一百万千瓦时以上燃煤机组平均供电煤耗321.33克/千瓦时，总装机容量一百万千瓦时以下燃煤机组平均供电煤耗341.48克/千瓦时。

2 2017年1-8月燃煤火电企业经营情况分析

2017年截至8月底，省调机组装机容量6399.73万千瓦，完成发电量1386.0477亿千瓦时，同比增长13.89%，累计完成利用小时2166小时，同比增加103小时，累计外送电量498.83亿千瓦时，同比增长7.77%。部分省调、网调及国调主力燃煤发电企业累计亏损额30.95亿元，亏损面83.05%。主要原因分析如下：

1.煤价回升是造成企业盈利水平下降甚至是亏损的主要原因。2017年煤价回升，1-8月入炉标煤单价450.28元/吨，1-8月燃料成本160.56元/千千瓦时，较2016年全年111.76元/千千瓦时增加48.8元/千千瓦时，按2017年1-8月上网电量折算影响行业收入降低26.38亿元。

2.直接交易电量占比增加，交易电价进一步降低，加深了企业亏损额。截至8月底，累计成交电力直接交易电量428.26亿千瓦时，均价270.04元/兆瓦时，部分省调燃煤电厂平均售电成本为270元/千千瓦时，直接交易电价已经与售电成本持平。

3.售热成本收入倒挂依然严重。截至8月底，部分省调、网调及国调主力燃煤供热电厂售热平均单价为22.46元/吉焦，但相应的售热平均成本为31.45元/吉焦，差额为8.99元/吉焦，占售热平均单价比例为40.03%，按1-8月供热电厂供热量折算将影响5.5亿元供热收入。售热成本收入倒挂现象不从根本上解决，将极大的影响供热电厂的供热积极性。

4.其他因素影响。节能调度加大、机组煤耗水平以及固定成本变化等对利润都有一点的影响。其中特别需要关注的是随着企业盈利水平的下降，将会导致企业融资成本的上升，无形中会增加企业财务成本。