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。
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）
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