宁夏电力交易中心：一季度大用户直购电量60.89亿千瓦时

三、结算情况

2017年一季度火电完成上网电量190.24亿千瓦时，其中基数电量69.23亿千瓦时，大用户直购电量51.40亿千瓦时，外送电量69.61亿千瓦时。火电利用小时数1221小时,详见附表一。

2017年一季度新能源完成上网电量47.28亿千瓦时，其中基数电量29.10亿千瓦时，发电权电量0.94亿千瓦时，外送电量4.71亿千瓦时，电能替代电量3.03亿千瓦时，火电转让新能源直购电量9.49亿千瓦时。风电利用小时数375小时，光伏利用小时数320小时，详见附表二、三。

2017年一季度，因新能源装机增幅过大，整体装机已超过电网接纳能力，宁夏新能源弃电量达4.55亿千瓦时，弃电率8.43%，同比(21.28%)下降12.85个百分点。其中：风电弃电量2.89亿千瓦时，弃风率7.78%，同比(32.78%)下降25个百分点;光伏弃电量1.65亿千瓦时，弃光率9.88%，同比(19.93%)下降10.05个百分点。

四、一季度大用户直购电完成情况

2017年一季度，区内大用户直购电计划65.32亿千瓦时，有部分电力用户未完成与发电企业签订的直接交易计划，公司与13家火电发电企业实际结算大用户直购电量60.89亿千瓦时,平均交易价格下降30.48元/千千瓦时，让利1.86亿元。其中火电完成大用户直购电51.40亿千瓦时，降幅20.50元/千千瓦时，让利1.06亿元; 火电转让新能源完成大用户直购电9.49亿千瓦时，降幅84.51元/千千瓦时，让利0.80亿元。

2017年一季度，区内电能替代(新能源替代关停自备燃煤火电机组发电)计划3.21亿千瓦时，电力用户基本完成与发电企业签订的电能替代计划，公司与104家新能源企业实际结算电能替代电量3.03亿千瓦时,平均交易价格下降150.25元/千千瓦时，让利0.46亿元。

五、一季度大用户直购电交易存在问题

根据宁经信电力发【2016】392号《关于组织开展2017年一季度电力直接交易的通知》文件精神，先由火电和大用户签订直购电交易，再将20%的电量转让给新能源，转让电价不超过火电与电力用户交易平均价差的3倍。火电结算全部大用户直购电量(含新能源转让电量)，新能源除外送(含现货)、电能替代和发电权以外全部按基数电量结算，新能源自行支付与火电企业的转让电费。宁夏电力交易中心有限公司组织了区内发电企业与电力用户的一季度电力直接交易，并进行了相应的电量电费结算。根据发电企业反映的情况，一季度大用户直接交易存在以下问题：

1、大用户直购电结算与统计口径不同，新能源转让的直接交易电费兑现率低。按照【2016】392号文件要求，月度结算过程中火电结算全部大用户直接交易电量(含新能源转让电量)，新能源结算单中不体现转让电量和电费，此部分电量全部结算为基数电量。为符合“三公”调度要求，在统计口径中要还原火电和新能源各自的电量成分，火电将转让电量从直购电量成分转变为基数电量成分，新能源将转让电量从基数电量成分转变为直购电量成分。结算单电量成分不清晰，统计过程复杂，部分新能源企业分不清转让电量的完成情况以及未完成的基数电量是否滚动调整，导致新能源不能及时与火电兑现相应的转让电费，不利于后期区内大用户直购电交易的开展。

2、火电转让电量转变为基数电量成分时，部分火电企业购电费受损。月度结算时火电结算全部大用户直接交易电量(含新能源转让电量)，在月度统计时火电将转让电量从直购电量成分转变为基数电量成分。各火电企业均以自治区火电燃煤机组标杆电价259.50元/千千瓦时为基准价与大用户双边协商让利电价，当直购电量成分转变为基数电量成分时，上网电价应执行自治区物价局的批复电价，虽然电量成分统计数据无误，但高于火电燃煤机组标杆电价的火电企业无法兑现相应的购电费。例如热电厂批复电价为269.50元/千千瓦时，高于火电燃煤机组标杆电价10.00元/千千瓦时，价差部分的购电费并未兑现。

3、火电与新能源发电权转让电费开票税率不一致。火电企业所在地区不同，各地区税务部门指导发电权转让开票税率不一致(石嘴山地区、银川地区税率6%，其他地区17%)，目前火电与新能源就开票税率难以达成一致意见，直购电转让电费迟迟不能兑现，严重影响各发电企业后续参与大用户直接交易的积极性。

4、新能源与火电签订的大用户直接交易协议电量与交易中心发布的月度交易计划不一致。因签订的协议电量属于无约束出清结果，需经调度部门进行校核后，出清有约束结果作为最终的交易结果，故新能源与火电签订的大用户直接交易协议电量要以交易中心发布的月度交易计划为准。

六、解决措施

经与自治区经信委沟通，针对以上问题的解决措施如下：

1、因结算与统计口径不同，对新能源场站按照一季度所有市场交易电量全部完成，基数电量全年滚动调整的原则重新进行数据统计。按照场站口径，一季度所有新能源场站市场交易电量全部完成，有52家新能源场站未完成基数电量发电计划，其中风电39家，光伏13家，未完成的基数电量利用小时数平均分摊增加到后续月份(5-12月)，进行全年滚动调整;有142家新能源场站市场电量和基数电量全部完成后仍有超发电量，且超发电量已全部按照基数电量电价结算，其中风电38家，光伏104家，超发电量的利用小时数在后续月份的基数利用小时数上平均核减，进行全年滚动调整,具体新能源场站分月利用小时数详见附表四、五。新能源场站既完成了市场交易电量，基数电量又进行了全年滚动调整，应按照月度交易计划中的转让电量及时兑现相应转让电费。

2、月度结算时火电结算全部大用户直接交易电量(含新能源转让电量)，在月度统计时火电将转让电量从直购电量成分转变为基数电量成分。基数电量执行自治区火电燃煤机组标杆电价的火电企业只是电量成分变化，不存在任何电费问题。高于自治区火电燃煤机组标杆电价的火电企业，即华电灵武一厂、国电石电二厂、中铝六盘山热电厂、国电大武口热电厂和宁电投西夏热电厂，交易公司按照各火电企业自治区物价局批复电价与自治区火电燃煤机组标杆电价的价差部分购电费进行追补结算，予以兑现，其转出电量统计为基数电量成分。

3、火电与新能源发电权转让电费开票税率不一致问题，仍需自治区经信委进一步协调各地区税务部门，确保一季度火电与新能源转让电费问题彻底解决。

4、经调度部门校核后出清了有约束结果，一季度新能源与火电签订的大用户直接交易协议电量被核减3.31亿千瓦时，其中一月0.90亿千瓦时，二月0.93亿千瓦时，三月1.48亿千瓦时。被核减掉的电量继续由火电承担，交易公司在统计时以校核后电量为依据，新能源与火电签订的大用户直接交易协议电量以交易中心发布的月度交易计划为准，并及时兑现相应的转让电费。