《报告》显示，此次收集数据的10家电厂共计32台燃煤火电机组，发电总装机1626万千瓦，占宁夏统调煤电机组的60.99%。10家电厂总资产452.61亿元，总负债360.98亿元，平均负债率79.75%。2019年1至11月，10家电厂营收总额145.51亿元，利润总额-4.98亿元，大部分电厂实现了减少亏损，个别电厂扭亏为盈（3家盈利，7家亏损）。

　　从10家煤电企业反映的情况看，2019年，虽然通过配煤、改进机组效率、加强生产经营管理等控制措施进一步压缩成本，把握辅助服务市场建设运行等外部有利契机努力增加收益，但受电煤价格持续高位运行、燃煤成本疏导不畅的两端限制，宁夏大部分煤电企业亏损局面难以扭转。2016年下半年以来宁夏4500大卡电煤已从每吨200元涨至340元，涨幅70%。同时，宁夏煤电标杆上网电价从2016年1月1日起至今未随煤价上涨，仍为0.2595元/千瓦时。因此，《报告》预计，2019年将成为宁夏煤电企业连续大面积亏损的第三年。

　　作为宁夏主要的煤炭生产销售企业，国家能源集团宁夏煤业有限责任公司年产煤量占宁夏规模以上原煤产量的80%左右。在此次调研中，该公司表示，2019年其煤炭产量约5900万吨，全年宁夏电煤需求约5600万吨，其供应约2000万吨，电煤价格较平稳，约每吨340元（发热量4500大卡）。预计2020年宁夏电煤需求较2019年略有上升，该公司供应电煤与2019年基本相同。

　　对于煤电企业资金情况，《报告》显示，因企业连年亏损，缺乏金融机构认可的盈利预期，偿还债务能力大幅削弱，金融机构对煤电企业信贷实施了严格的信贷管控措施。亏损企业续贷需新增可靠担保人和抵押物。国有企业大部分由上级集团公司或盈利的兄弟企业担保续贷，利率顶格上浮。个别企业甚至出现金融机构不再发放新增贷款的情况，依靠股东增加注资维持企业运转。因此，宁夏燃煤发电企业资金链断裂风险不断加大。

　　此外，受宁夏工业产业结构影响，煤电企业所收电费收入中承兑汇票比例长期高企，约占60%左右。企业为维持现金流，采用贴息方式将部分承兑汇票提前兑付。宁夏各煤电企业每年都需支付少则数十万、多则上千万的贴现利息，进一步加重企业负担。2019年支付电费中已出现商业承兑汇票和个别低信用城商银行的承兑汇票无法兑付的情况。

　　公开信息显示，2019年1至11月，宁夏电网统调年累计发电量1425.6亿千瓦时，其中火电发电量1137.9亿千瓦时，同比增加7.8%；水电发电量20.4亿千瓦时，同比增加9.9%；风电发电量163.2亿千瓦时，同比下降3.5%；光伏发电量104.1亿千瓦时，同比增加24.7%。