一、电价水平基本情况
(一)上网电价
2013年，西北区域统调发电企业(不含电网企业所属电厂)上网电量共计4729.38亿千瓦时，同比增加13.37%;平均上网电价每千千瓦时299.29元，同比下降2.16%。其中：火电314.80元，同比下降2.78%;水电234.31元，同比下降0.37%;风电303.25元，同比下降11.56%;其它发电336.94元，同比下降8.09%。按行政区域统计：陕西(含上陕西地方电网电厂)平均上网电价每千千瓦时386.64元，同比下降0.37%;甘肃平均上网电价每千千瓦时302.24元，同比下降0.86%;宁夏平均上网电价每千千瓦时298.26元，同比下降0.15%;青海(含黄河公司上西北电网电量)平均上网电价每千千瓦时247.01元，同比上升1.53%;新疆平均上网电价每千千瓦时245.04元，同比下降4.58%。
(二)销售电价
2013年西北五省(区)电力公司和陕西省地方电力公司总计售电量为4932.10亿千瓦时;售电平均单价为每千千瓦时442.37元(含税，不含基金及附加，下同)，同比下降12.49元。各省(区)电网企业平均销售电价从高到低排列分别为：陕西省电力公司557.94元、陕西地方电力公司534.90元、甘肃省电力公司427.39元、宁夏电力公司408.42元、青海省电力公司393.35元、新疆电力公司393.02元。
(三)输配电价
2013年西北五省(区)电网企业购销价差每千千瓦时142.56元，占平均销售电价水平32.23%。扣除平均2.94%的供电环节综合线损后的平均输配电价为每千千瓦时133.47元，占平均销售电价水平30.17%。
(四)政府性基金及附加
2013年，西北区域五省(区)征收的政府性基金和附加主要有四种，即重大水利基金、水库移民后期扶持基金、城市公用事业附加和可再生能源电价附加。西北区域平均水平为18.94元/千千瓦时(电网企业全口径售电量的平均值)，占销售电价的比重为4.28%。从各省级电网实际征收的平均政府性基金和附加水平看，陕西省电力公司最高，为每千千瓦时40.11元，其余依次为陕西地电公司39.68元、宁夏电力公司22.94元、青海省电力公司16.55元、 甘肃省电力公司15.32元、新疆电力公司7.46元。
二、电费结算基本情况
2013年，与国网西北分部和各省(区)电力公司结算的发电企业共有891家，涉及装机11759.24万千瓦，上网电量4003.73亿千瓦时。其中：火电119家，装机6514.30万千瓦;水电308家，装机2855.25万千瓦;风电180家，装机1506.87万千瓦;光伏278家，装机875.52万千瓦;其他6家，装机7.30万千瓦。国网西北分部和各省(区)电力公司2013年应结算电费1226.94亿元，实际结算电费1226.94亿元，电费结算率100.00%。
三、电价政策执行情况
(一)差别电价政策执行情况
截止2013年底，西北五省(区)执行差别电价企业共计153家，同比减少106家;执行电量5515.08万千瓦时，与2012年比下降26.35%;差别电价电费收入1243.01万元，与上年相比减少26.86%。
(二)脱硫电价政策执行情况
截止2013年底，西北区域安装脱硫设施的机组205台;装机容量5875.10万千瓦，执行脱硫电量2786.22亿千瓦时，脱硫电费41.90亿元。
(三)脱硝电价政策执行情况
截止2013年底，西北区域安装脱硝设施的机组65台;装机容量2868.5万千瓦，执行脱硝电量843.21亿千瓦时，脱硝电费7.83亿元(脱硝加价标准1月1日-9月25日为8元/千千瓦时，9月25日后调整为10.00元/千千瓦时)。
(四)可再生能源电价附加政策执行情况
2013年，西北区域五省(区)电力公司共征收可再生能源附加费22.90亿元(不含税，下同)，共支付可再生能源补贴金额47.50亿元。
四、存在的问题
(一)电网建设投资大，还本付息电价长期未疏导，经营压力进一步加剧
西北各电网企业为满足当地经济发展及“西电东送”的需要，不断加大电网建设投资力度，对电网主网架和城乡电网都进行了大规模建设与改造。随着固定资产不断增加，电网企业因其所产生的财务费用、折旧和运行维护费也在不断增加。但自2006年以来，历次电价调整重点是疏导煤电价格矛盾，使得电网历史巨额投资还本付息电价没有落实，电网建设资金投入得不到合理补偿，企业发展所需的自有资金不足，电网建设、运行资本金严重匮乏。
(二)环保电价政策不到位,加剧电力企业的经营压力。
根据国家有关节能减排政策要求，火力发电企业相继进行了脱硫、脱硝、除尘改造，国家相继出台了相应的电价补偿政策并在2013年提高了补偿标准。但此类环保电价电价长期以来疏导不到位，电网企业已经垫付大量资金，经营压力巨大。
(三)新能源发展突飞猛进，消纳问题亟待解决
西北地区风能、太阳能资源丰富，近年来发展迅速。但个别省区开发规模远超本省区消纳能力，导致消纳困难，出力受限。截止2013年底甘肃风电装机达到703万千瓦，光伏装机容量达到430万千瓦，风电布局仍然集中在嘉峪关、酒泉地区。受用电负荷、调峰能力、电网运行方式及输电通道等因素的制约，甘肃省新能源送出能力明显不足，上网受限严重，影响了企业盈利能力提升。
(四)可再生能源附加补贴周期过长，新能源企业经营困难。
可再生能源附加补贴约占发电企业售电收入的一半至三分之二，目前电网企业按火电脱硫机组标杆电价结算电费，待新能源发电项目和接网项目列入国家补贴目录后，按季申报资金预算，财政拨付资金后及时支付补贴电费。由于补贴目录的确认周期长，审批时间长，资金滞后，造成发电企业资金周转困难，财务费用增加，已经影响到可再生能源企业正常生产经营。
(五)电费中承兑汇票收取比例持续攀升，严重影响电力行业资金运转。
由于受国际市场和宏观经济影响，融资环境形势严峻，高耗能资金紧张，纷纷以汇票形式支付电费，使得西北区域部分电网企业电费中承兑汇票收取比例持续攀升，对企业的现金周转产生较大影响。大量承兑汇票流转至电力系统，严重影响电网企业、发电企业正常的资金周转。加上加之部分高耗能企业已经无力支付电费资金，使得电网企业电费回收存在较大风险。
五、相关建议
(一)适时疏导电价矛盾，建立科学合理的电价形成机制。
(二)尽快落实环保电价政策，缓解电力企环保压力。
(三)加快电网规划建设，落实可再生能源政策
(四)建议进一步理顺可再生能源电价补贴资金发放的程序及周期，尽快支付可再生能源电价附加
(五)建议研究解决电网企业、发电企业承兑汇票贴现利息的扶持政策。
原标题：2013年度西北区域电价执行和电费结算简况
