寧夏電力交易中心：一季度大用戶直購電量60.89億千瓦時

2017-04-21 21:00:36 寧夏電力交易中心　點擊量：評論 (0)

在寧夏電力交易中心發布的《關于核對2017年一季度區內大用戶直接交易統計數據的通知》中了解到，一季度寧夏區內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。實際結算

三、結算情況

2017年一季度火電完成上網電量190.24億千瓦時，其中基數電量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1221小時,詳見附表一。

2017年一季度新能源完成上網電量47.28億千瓦時，其中基數電量29.10億千瓦時，發電權電量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375小時，光伏利用小時數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，區內大用戶直購電計劃65.32億千瓦時，有部分電力用戶未完成與發電企業簽訂的直接交易計劃，公司與13家火電發電企業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，區內電能替代(新能源替代關停自備燃煤火電機組發電)計劃3.21億千瓦時，電力用戶基本完成與發電企業簽訂的電能替代計劃，公司與104家新能源企業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

根據寧經信電力發【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(含現貨)、電能替代和發電權以外全部按基數電量結算，新能源自行支付與火電企業的轉讓電費。寧夏電力交易中心有限公司組織了區內發電企業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。根據發電企業反映的情況，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計口徑不同，新能源轉讓的直接交易電費兌現率低。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轉讓電量和電費，此部分電量全部結算為基數電量。為符合“三公”調度要求，在統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為基數電量成分，新能源將轉讓電量從基數電量成分轉變為直購電量成分。結算單電量成分不清晰，統計過程復雜，部分新能源企業分不清轉讓電量的完成情況以及未完成的基數電量是否滾動調整，導致新能源不能及時與火電兌現相應的轉讓電費，不利于后期區內大用戶直購電交易的開展。

2、火電轉讓電量轉變為基數電量成分時，部分火電企業購電費受損。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)，在月度統計時火電將轉讓電量從直購電量成分轉變為基數電量成分。各火電企業均以自治區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商讓利電價，當直購電量成分轉變為基數電量成分時，上網電價應執行自治區物價局的批復電價，雖然電量成分統計數據無誤，但高于火電燃煤機組標桿電價的火電企業無法兌現相應的購電費。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。

3、火電與新能源發電權轉讓電費開票稅率不一致。火電企業所在地區不同，各地區稅務部門指導發電權轉讓開票稅率不一致(石嘴山地區、銀川地區稅率6%，其他地區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，嚴重影響各發電企業后續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議電量與交易中心發布的月度交易計劃不一致。因簽訂的協議電量屬于無約束出清結果，需經調度部門進行校核后，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議電量要以交易中心發布的月度交易計劃為準。

六、解決措施

經與自治區經信委溝通，針對以上問題的解決措施如下：

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

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)，在月度統計時火電將轉讓電量從直購電量成分轉變為基數電量成分。基數電量執行自治區火電燃煤機組標桿電價的火電企業只是電量成分變化，不存在任何電費問題。高于自治區火電燃煤機組標桿電價的火電企業，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自治區物價局批復電價與自治區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，其轉出電量統計為基數電量成分。

3、火電與新能源發電權轉讓電費開票稅率不一致問題，仍需自治區經信委進一步協調各地區稅務部門，確保一季度火電與新能源轉讓電費問題徹底解決。

4、經調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由火電承擔，交易公司在統計時以校核后電量為依據，新能源與火電簽訂的大用戶直接交易協議電量以交易中心發布的月度交易計劃為準，并及時兌現相應的轉讓電費。