三、結算情況

 

2017年一季度火電完成上網(wǎng)電量190.24億千瓦時，其中基數(shù)電量69.23億千瓦時，大用戶直購電量51.40億千瓦時，外送電量69.61億千瓦時。火電利用小時數(shù)1221小時,詳見附表一。

 

2017年一季度新能源完成上網(wǎng)電量47.28億千瓦時，其中基數(shù)電量29.10億千瓦時，發(fā)電權電量0.94億千瓦時，外送電量4.71億千瓦時，電能替代電量3.03億千瓦時，火電轉讓新能源直購電量9.49億千瓦時。風電利用小時數(shù)375小時，光伏利用小時數(shù)320小時，詳見附表二、三。

 

2017年一季度，因新能源裝機增幅過大，整體裝機已超過電網(wǎng)接納能力，寧夏新能源棄電量達4.55億千瓦時，棄電率8.43%，同比(21.28%)下降12.85個百分點。其中：風電棄電量2.89億千瓦時，棄風率7.78%，同比(32.78%)下降25個百分點;光伏棄電量1.65億千瓦時，棄光率9.88%，同比(19.93%)下降10.05個百分點。

 

四、一季度大用戶直購電完成情況

 

2017年一季度，區(qū)內(nèi)大用戶直購電計劃65.32億千瓦時，有部分電力用戶未完成與發(fā)電企業(yè)簽訂的直接交易計劃，公司與13家火電發(fā)電企業(yè)實際結算大用戶直購電量60.89億千瓦時,平均交易價格下降30.48元/千千瓦時，讓利1.86億元。其中火電完成大用戶直購電51.40億千瓦時，降幅20.50元/千千瓦時，讓利1.06億元; 火電轉讓新能源完成大用戶直購電9.49億千瓦時，降幅84.51元/千千瓦時，讓利0.80億元。

 

2017年一季度，區(qū)內(nèi)電能替代(新能源替代關停自備燃煤火電機組發(fā)電)計劃3.21億千瓦時，電力用戶基本完成與發(fā)電企業(yè)簽訂的電能替代計劃，公司與104家新能源企業(yè)實際結算電能替代電量3.03億千瓦時,平均交易價格下降150.25元/千千瓦時，讓利0.46億元。

 

五、一季度大用戶直購電交易存在問題

 

根據(jù)寧經(jīng)信電力發(fā)【2016】392號《關于組織開展2017年一季度電力直接交易的通知》文件精神，先由火電和大用戶簽訂直購電交易，再將20%的電量轉讓給新能源，轉讓電價不超過火電與電力用戶交易平均價差的3倍。火電結算全部大用戶直購電量(含新能源轉讓電量)，新能源除外送(含現(xiàn)貨)、電能替代和發(fā)電權以外全部按基數(shù)電量結算，新能源自行支付與火電企業(yè)的轉讓電費。寧夏電力交易中心有限公司組織了區(qū)內(nèi)發(fā)電企業(yè)與電力用戶的一季度電力直接交易，并進行了相應的電量電費結算。根據(jù)發(fā)電企業(yè)反映的情況，一季度大用戶直接交易存在以下問題：

 

1、大用戶直購電結算與統(tǒng)計口徑不同，新能源轉讓的直接交易電費兌現(xiàn)率低。按照【2016】392號文件要求，月度結算過程中火電結算全部大用戶直接交易電量(含新能源轉讓電量)，新能源結算單中不體現(xiàn)轉讓電量和電費，此部分電量全部結算為基數(shù)電量。為符合“三公”調(diào)度要求，在統(tǒng)計口徑中要還原火電和新能源各自的電量成分，火電將轉讓電量從直購電量成分轉變?yōu)榛鶖?shù)電量成分，新能源將轉讓電量從基數(shù)電量成分轉變?yōu)橹辟忞娏砍煞帧＝Y算單電量成分不清晰，統(tǒng)計過程復雜，部分新能源企業(yè)分不清轉讓電量的完成情況以及未完成的基數(shù)電量是否滾動調(diào)整，導致新能源不能及時與火電兌現(xiàn)相應的轉讓電費，不利于后期區(qū)內(nèi)大用戶直購電交易的開展。

 

2、火電轉讓電量轉變?yōu)榛鶖?shù)電量成分時，部分火電企業(yè)購電費受損。月度結算時火電結算全部大用戶直接交易電量(含新能源轉讓電量)，在月度統(tǒng)計時火電將轉讓電量從直購電量成分轉變?yōu)榛鶖?shù)電量成分。各火電企業(yè)均以自治區(qū)火電燃煤機組標桿電價259.50元/千千瓦時為基準價與大用戶雙邊協(xié)商讓利電價，當直購電量成分轉變?yōu)榛鶖?shù)電量成分時，上網(wǎng)電價應執(zhí)行自治區(qū)物價局的批復電價，雖然電量成分統(tǒng)計數(shù)據(jù)無誤，但高于火電燃煤機組標桿電價的火電企業(yè)無法兌現(xiàn)相應的購電費。例如熱電廠批復電價為269.50元/千千瓦時，高于火電燃煤機組標桿電價10.00元/千千瓦時，價差部分的購電費并未兌現(xiàn)。

 

3、火電與新能源發(fā)電權轉讓電費開票稅率不一致。火電企業(yè)所在地區(qū)不同，各地區(qū)稅務部門指導發(fā)電權轉讓開票稅率不一致(石嘴山地區(qū)、銀川地區(qū)稅率6%，其他地區(qū)17%)，目前火電與新能源就開票稅率難以達成一致意見，直購電轉讓電費遲遲不能兌現(xiàn)，嚴重影響各發(fā)電企業(yè)后續(xù)參與大用戶直接交易的積極性。

 

4、新能源與火電簽訂的大用戶直接交易協(xié)議電量與交易中心發(fā)布的月度交易計劃不一致。因簽訂的協(xié)議電量屬于無約束出清結果，需經(jīng)調(diào)度部門進行校核后，出清有約束結果作為最終的交易結果，故新能源與火電簽訂的大用戶直接交易協(xié)議電量要以交易中心發(fā)布的月度交易計劃為準。

 

六、解決措施

 

經(jīng)與自治區(qū)經(jīng)信委溝通，針對以上問題的解決措施如下：

 

1、因結算與統(tǒng)計口徑不同，對新能源場站按照一季度所有市場交易電量全部完成，基數(shù)電量全年滾動調(diào)整的原則重新進行數(shù)據(jù)統(tǒng)計。按照場站口徑，一季度所有新能源場站市場交易電量全部完成，有52家新能源場站未完成基數(shù)電量發(fā)電計劃，其中風電39家，光伏13家，未完成的基數(shù)電量利用小時數(shù)平均分攤增加到后續(xù)月份(5-12月)，進行全年滾動調(diào)整;有142家新能源場站市場電量和基數(shù)電量全部完成后仍有超發(fā)電量，且超發(fā)電量已全部按照基數(shù)電量電價結算，其中風電38家，光伏104家，超發(fā)電量的利用小時數(shù)在后續(xù)月份的基數(shù)利用小時數(shù)上平均核減，進行全年滾動調(diào)整,具體新能源場站分月利用小時數(shù)詳見附表四、五。新能源場站既完成了市場交易電量，基數(shù)電量又進行了全年滾動調(diào)整，應按照月度交易計劃中的轉讓電量及時兌現(xiàn)相應轉讓電費。

 

2、月度結算時火電結算全部大用戶直接交易電量(含新能源轉讓電量)，在月度統(tǒng)計時火電將轉讓電量從直購電量成分轉變?yōu)榛鶖?shù)電量成分。基數(shù)電量執(zhí)行自治區(qū)火電燃煤機組標桿電價的火電企業(yè)只是電量成分變化，不存在任何電費問題。高于自治區(qū)火電燃煤機組標桿電價的火電企業(yè)，即華電靈武一廠、國電石電二廠、中鋁六盤山熱電廠、國電大武口熱電廠和寧電投西夏熱電廠，交易公司按照各火電企業(yè)自治區(qū)物價局批復電價與自治區(qū)火電燃煤機組標桿電價的價差部分購電費進行追補結算，予以兌現(xiàn)，其轉出電量統(tǒng)計為基數(shù)電量成分。

 

3、火電與新能源發(fā)電權轉讓電費開票稅率不一致問題，仍需自治區(qū)經(jīng)信委進一步協(xié)調(diào)各地區(qū)稅務部門，確保一季度火電與新能源轉讓電費問題徹底解決。

 

4、經(jīng)調(diào)度部門校核后出清了有約束結果，一季度新能源與火電簽訂的大用戶直接交易協(xié)議電量被核減3.31億千瓦時，其中一月0.90億千瓦時，二月0.93億千瓦時，三月1.48億千瓦時。被核減掉的電量繼續(xù)由火電承擔，交易公司在統(tǒng)計時以校核后電量為依據(jù)，新能源與火電簽訂的大用戶直接交易協(xié)議電量以交易中心發(fā)布的月度交易計劃為準，并及時兌現(xiàn)相應的轉讓電費。