主题：电改新规

电监会就《输配电成本监管办法(试行)》征求意见
中央政府门户网站　www.gov.cn　　 2010年11月23日　　 来源：法制办网站

电监会关于对《输配电成本监管办法（试行）》（草案）
公开征求意见的通知

为了加强对电网企业输配电成本监管，电监会起草了《输配电成本监管办法（试行）》（草案）。现对《输配电成本监管办法（试行）》（草案）公开征求意见，[B]征求意见截止日期为2010年12月10日[/B]。有关单位和各界人士可以通过以下方式提出意见：

1、登录国务院法制办公室网站（网址：http://www.chinalaw.gov.cn）,通过网站首页左侧的《部门规章草案意见征集系统》，对征求意见稿提出意见。

2、xiuwen-yan@serc.gov.cn

输配电成本监管办法（试行）

（征求意见稿） 　　

　　第一章 总则 　　

　　第一条 为加强电网企业输配电成本监管，规范输配电成本行为，保护电力投资者、经营者、使用者的合法权益和社会公共利益，根据《中华人民共和国会计法》、《电力监管条例》和国家相关法规规定，制定本办法。

　　第二条 本办法适用于国家电力监管委员会及其派出机构（以下简称电力监管机构）对电网企业输配电成本实施监管。

　　第三条 国家电力监管委员会（以下简称国家电监会）依照本办法和国家有关规定，履行全国电网企业输配电成本监管职责。

　　国家电监会派出机构（以下简称派出机构）负责辖区内电网企业输配电成本监管。

　　第四条 输配电成本监管遵循公开、公正和效率的原则。 　　

　　第二章 监管内容 　　

　　第五条 电力监管机构对电网企业输配电成本核算行为实施监管。

　　电网企业应当按照《中国人民共和国会计法》、《企业财务通则》、《企业会计准则》、《输配电成本核算办法》等相关法规的规定，建立成本核算制度，正确设置成本核算对象、成本项目和会计科目，准确计量、归集、分配输配电成本数据，定期向电力监管机构报送输配电成本报表及说明。

　　第六条 电力监管机构对电网企业输配电成本支出范围实施监管。

　　电网企业应当按照规定明确输配电成本支出范围，增减、调整输配电成本支出范围应当符合财务制度规定。

　　第七条 电力监管机构对电网企业输配电成本数据重大变化实施监管。

　　电网企业应当对输配电成本数据重大变化做出合理解释和详细说明。

　　第八条 电力监管机构对电网企业涉及输配电成本重大变化的会计政策调整实施监管。

　　电网企业应当采取前后一致的会计处理方法，不得随意变更输配电成本核算方法。

　　第九条 电力监管机构对电网企业涉及输配电成本重大变化的投融资、资产处置及其他行为实施监管。

　　电网企业的投融资、资产处置及其他行为应当符合国家相关法规规定，由此涉及输配电成本重大变化的，应及时报电力监管机构备案。

　　第十条 电力监管机构对电网企业输配电成本信息的真实、完整和公开实施监管。

　　电网企业应当真实、完整、及时地向电力监管机构报送输配电成本信息。 　　

　　第三章 监管措施 　　

　　第十一条 电力监管机构根据监管工作需要，有权要求电网企业按照规定报送输配电成本资料。

　　电力监管机构应当对电网企业报送和披露的输配电成本信息进行核查，发现违规行为及时处理。

　　第十二条 电力监管机构可以定期、不定期组织、联合政府相关部门或委托中介机构依法开展现场检查，对检查中发现的违规行为，有权当场予以纠正或者要求限期改正。

　　第十三条 电力监管机构可以采取监管约谈方式，要求电网企业对输配电成本重大变动作出解释。对变动异常或不合理部分，有权向电网企业提出监管意见。

　　第十四条 电力监管机构应当对电网企业输配电成本的合理性进行评估。有关输配电成本监管评价指标体系和评估方法将另行制定。

　　第十五条 电力监管机构可以按照规定编制输配电成本监管报告，将输配电成本监管结果作为履行电价监管职能、向政府价格主管部门提出调价建议的依据。

　　第十六条 电力监管机构对电网企业违反国家有关输配电成本监管规定的行为及其处理结果，可以向社会公布。　　

　　第四章 罚则 　　

　　第十七条 电力监管机构从事监管工作的人员违反电力监管有关规定，损害电网企业合法权益以及社会公共利益的，依法给予行政处分；构成犯罪的，依法追究刑事责任。

　　第十八条 电网企业未按照规定及时报送输配电成本信息的，由电力监管机构责令其改正；情节严重的，给予通报批评。

　　第十九条 电网企业有下列情形之一的，由电力监管机构责令改正；拒不改正的，处5万元以上50万元以下的罚款，对直接负责的主管人员和其它直接责任人员，向相关部门提出处理意见和建议；构成犯罪的，依法追究刑事责任：

　　（一）拒绝或者阻碍电力监管机构及其从事监管工作的人员依法履行监管职责的；

　　（二）提供虚假或者隐瞒重要事实的文件、资料的；

　　（三）未按照规定披露有关信息的。

　　第二十条 电网企业违反本办法第五条、第六条、第七条、第八条、第九条、第十条规定的，电力监管机构应当向被检查单位上级机关、财政部门、审计机关、监察机关提出行政处罚建议；对负有直接责任的主管人员和其他直接责任人员，应当提出行政处分建议，被检查单位或者上级机关、财政部门、监察机关应当依法及时作出决定；构成犯罪的，由司法机关依法追究刑事责任。 　　

　　第五章 附则　　

　　第二十一条 本办法由国家电监会负责解释。

　　第二十二条 [B]本办法自二○一一年一月一日起实施。[/B]



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中央政府门户网站　www.gov.cn　　 2010年12月02日　　 来源：法制办网站

电监会关于对《电能交易基本规则（草案）》公开征求意见的通知

为规范电能交易行为，维护电力市场秩序，电监会起草了《电能交易基本规则（草案）》，现通过国务院法制办“中国政府法制信息网”对社会公众征求意见。[B]征求意见截止日期为2010年12月14日[/B]。有关单位和各界人士可以通过以下方式提出意见：

1、登录国务院法制办公室网站（网址：http://www.chinalaw.gov.cn）,通过网站首页左侧的《部门规章草案意见征集系统》，对征求意见稿提出意见。

2、发送电子邮件提出意见，电子邮件地址：hongfang-bu@serc.gov.cn。

电监会 政策法规部

电能交易基本规则（草案）

第一章 总 则

第一条 为规范电能交易行为，维护电力市场秩序，保障电力交易主体合法权益，根据《电力监管条例》和有关法律、行政法规，制定本规则。
第二条 本规则所称的电能交易，是指以市场需求为导向，交易主体通过自主协商或集中竞争等方式进行电能买卖的活动。包括跨省区电能交易、大用户与发电企业直接交易、发电权交易等。
第三条 本规则所称的交易主体，包括已取得电力业务许可证的发电企业、输电企业、供电企业，以及经电力监管部门或政府有关部门核准的电力用户。凡是列入国家淘汰名单的电力企业和用户，不得安排进入电力市场参加电能交易。
第四条 国家电力监管委员会及其派出机构（以下简称电力监管机构）依法对电能交易实施监管。

第二章 交易组织

第五条 电能交易的组织应当遵循公开、公平、公正以及市场化的原则，充分尊重交易主体的自主权利。任何单位和个人，不得进行强制交易，不得干预、指定交易电量或价格。
第六条 开展电能交易应遵守相关交易规则。电力监管机构负责组织制定电能交易规则。
　　区域间开展的电能交易，其交易规则由国家电监会组织制定；省间开展的电能交易，其交易规则由区域电监局组织制定；省内开展的电能交易，交易规则由省级电监办或相应的区域电监局会同地方政府有关部门组织制定。
第七条 国家电监会统筹全国范围内电能交易规则的管理。区域电监局统筹区域内电能交易规则的管理。
　　区域电监局、省级电监办制定的电能交易规则应报国家电监会核备后发布。省级电监办制定的电能交易规则同时报所属区域电监局备案。
第八条 电力调度交易机构具体负责电能交易的组织和实施工作，不以营利为目的。
第九条 电力调度交易机构应在组织开展电能交易前制订电能交易公告，并向交易主体公示。公告内容应包括但不限于：交易意向、组织依据、交易电量和价格形成方式等。

第三章 交易方式

第十条 电能交易按照自主协商、集中竞争等方式开展，经安全校核后执行。
自主协商方式，是指购售电交易主体按照自愿参与、自主选择的原则，通过事先协商达成交易意向，签订交易合同。
集中竞争方式，是指购售电交易主体在电能交易平台上通过撮合、挂牌等方式进行集中交易。
原则上，年度及以上电能交易以自主协商为主、集中竞争为辅。
第十一条 跨省（区）开展的电能交易，原则上由发电企业与省（区）外的购电主体直接通过区域电能交易平台进行交易。
委托电网企业进行跨省（区）电能交易的发电企业，在交易开展前，应与被委托电网企业签订委托交易合同，明确委托交易双方的权利和义务。
第十二条 省内开展的电能交易，可以由发电企业与发电企业之间进行发电权交易，也可以由发电企业与电力用户之间进行直接交易。
第十三条 电能交易过程中电网企业收取的输配电费用应按国家核定的标准执行；未经国家核定的，由电网企业和相关交易主体协商确定，报电力监管机构备案后执行。
第十四条 跨省（区）电能交易中由于潮流穿越省（区）电网引起的输电损耗，已由国家核定的，应当遵照执行；未经核定的，可以按前三年同期同电压等级线路的平均输电损耗为基础确定，报电力监管机构备案后执行。

第四章 交易注册

第十五条 电力监管机构负责电能交易注册的管理工作。电力调度交易机构具体负责为交易主体的注册提供服务。
第十六条 交易主体须向电力调度交易机构注册后取得市场交易资格。交易主体变更或者撤销注册，应当书面报请电力监管机构确认后由电力调度交易机构负责办理。
第十七条 电力调度交易机构应将注册的情况公示；不予注册的，需告知原因；交易主体有异议的，由电力监管机构组织论证和裁定。

第五章 合同管理

第十八条 交易主体签订的电能交易合同是交易执行和结算的依据。
第十九条 交易主体签订的电能交易合同，应按规定向电力监管机构备案。
第二十条 月度及以上的中长期电能交易合同的签订应参照国家制订的合同范本。
第二十一条 一个月以内完成的临时交易，可在事前约定开口合同并报备，也可在事后补充签订合同。补充合同一般采用纸质合同，也可采用电子确认单。补充合同应明确交易时段、电量、电价、输电价格、交易对象等内容。

第六章 信息披露

第二十二条 电力调度交易机构和交易主体应按规定履行信息披露、报告职责。
第二十三条 电力监管机构应按规定监管信息披露的内容、程序和时限。
第二十四条 电力调度交易机构应定期发布电能交易综合信息，对交易的电能流向、价格、输电费（及网损）等情况向交易主体公示。
第二十五条 电力调度交易机构应建立电能交易信息平台，对交易主体公平开放，并将有关信息接入电力监管信息系统。
第二十六条 电力调度交易机构应对电能交易过程中安全校核的有关情况作出说明，并予以公示。交易主体对校核结果有异议的，由电力监管机构组织论证和裁定。

第七章 交易监管

第二十七条 电力监管机构负责电能交易的监管工作。
第二十八条 电力监管机构应建立电能交易工作评价制度，定期组织交易主体对交易工作进行总结评价，编制评价报告并公布。
区域电能交易总结评价工作，由区域电监局负责组织；省（市、区）电能交易的总体评价工作，由省级电监办或相应的区域电监局负责组织。省级电监办对本省（市、区）电能交易的总体评价报告应抄报区域电监局。
第二十九条 电力交易主体有下列情形之一的，由电力监管机构责令改正，给予警告；情节严重的，对直接负责的主管人员和其他直接负责人员，依法给予处分。
　　（一）未按照规定办理注册手续的；
　　（二）未按照规定签订电能交易合同的；
　　（三）有不正当竞争、串通报价、行使市场操纵力等违规交易行为的；
　　（四）违反规定强制交易的；
　　（五）未按照规定披露有关信息的；
　　（六）其它违反相关电能交易规则的。
第三十条 电力企业、电力调度交易机构制定约束其他交易主体的规范性文件，应报电力监管机构核备后方可发布。违反本条规定的，由电力监管机构责令改正，给予警告。
第三十一条 任何单位不得制定损害市场公平和企业合法权益的电能交易规范性文件。违反本条规定的，由电力监管机构责令改正。

第八章 附 则

第三十二条 本办法由国家电力监管委员会负责解释。
第三十三条 [B]本办法自 年 月 日起实施。[/B]

该贴内容于 [2010-12-08 22:44:33] 最后编辑

电能交易规则征求意见 输配电改革出组合拳
2010年12月01日17:26经济观察网于华鹏

　　继日前对《输配电成本监管办法》的试行征求意见后，电监会昨天（11月30日）又对《电能交易基本规则》草案征求意见，这一系列组合拳被认为是输配电改革向前迈进的又一信号。

　　输配电环节的改革一直是整个电力改革的难点。要实现电力改革的推进，就必须完善输配电价和成本形成。而上述两个征求意见针对输配电进行了“外围”约束。

　　目前，输配电价由国家调控形成，而输配电成本却与之脱钩，由电网企业本身核定。按照现行的《输配电成本核算办法》，应在“输配电成本”的二级科目下设置材料费、工资、福利费、折旧费、修理费、其他费用等三级科目。但是由于缺乏有效的监管机制，目前成本的核算上报多停留在一级科目，而且输配电成本的“其他费用”一项也难以言清。

　　[B]《输配电成本监管办法》则从监管侧给予相关约束。根据征求意见稿，电力监管机构将对电网企业输配电成本核算行为实施监管，同时要求电网企业建立成本核算制度，正确设置成本核算对象、成本项目和会计项目，准确计量、归集、分配输配电成本数据，定期向电力监管机构报送输配电成本报表及说明。[/B]

　　不仅如此，作为对电力改革特别是输配电价改革的摸索，我国2004年开始逐步启动推出直购电试点，由电力用户直接向发电企业购电，简化输配电环节。但以2009年为例，有12个省份正式上报直购电试点方案，最终只有2个省正式获批实施。

　　究其原因，为输配电价没有相应的地方标准。根据2009年下发的《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》规定，直购电的输配电价按电网企业平均输配电价扣减电压等级差价后的标准执行，输配电价标准与损耗率由省级价格主管部门提出意见报国家发展改革委审批。

　　也就是说，输配电价由地方进行计算，然而计算的基础数据来源于当地的电网企业，所以该价格也一度被指偏高。

　　[B]根据最新征求意见的《电能交易基本规则》，则对此进行正式约定。交易过程中电网企业收取的输配电费用应按国家核定的标准执行；未经国家核定的，由电网企业和相关交易主体协商确定，报电力监管机构备案后执行。与此同时，合同应明确交易时段、电量、电价、输电价格、交易对象等内容。[/B]

　　[B]这份《规则》主要针对跨省区电能交易、大用户与发电企业直接交易和发电权交易等进行了规定，确定以市场需求为导向，通过自主协商或集中竞争等方式进行电能买卖的原则。[/B]

　　但电力专家认为，两份征求意见稿在输配电价的针对性上有所突破，但就具体而言还远远不够，如对于输配电的陈本核算内容和科目，输配电在电力交易中定价的计算方式，如何就其真实性进行确认等都还不足。


该贴内容于 [2010-12-08 23:30:09] 最后编辑

南方跨省电能交易监管办法正式施行
2010年09月08日18:04一财网邵晓天

国家电监会9月8日表示，已同意南方区域跨省(区)电能交易监管办法正式施行。并要求南方电监局进一步规范南方区域跨省(区)电能交易，促进“西电东送”协议的落实，发挥市场机制在电能资源配置中的基础作用。

电监会还称，近期南方区域各省(区)政府有关部门已就“十二五”期间“西电东送”协议开展了初步协商。

今年5月13日，电监会发函同意南方跨省电能交易制度化、规范化运行，并要求南方电监局组织电力企业依据规则认真实施。

2009年以来，南方电监局启动了南方区域跨省(区)水电临时交易，采用按月报价、按日报量，两步式竞价的方式，累计成交电量7100万千瓦时。

关于规范电能交易价格管理等有关问题的通知
　　发改价格[2009]2474号

　　各省、自治区、直辖市发展改革委、经贸委（经委）、物价局，各区域电监局、城市电监办，国家电网公司、南方电网公司，内蒙古电力公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司：
　　为进一步规范电能交易价格行为，维护正常的市场交易秩序，促进电力资源优化配置，现就有关问题通知如下：
　　 一、关于发电企业与电网企业的交易价格
　　 （一）发电机组进入商业运营后，除跨省、跨区域电能交易及国家另有规定的以外，其上网电量一律执行政府价格主管部门制定的上网电价。
　　（二）发电机组进入商业运营前，其调试运行期上网电价按照当地燃煤发电机组脱硫标杆上网电价的一定比例执行。其中，水电按照50%执行，火电、核电按照80%执行；水电以外的可再生能源发电机组自并网发电之日起执行价格主管部门批复的上网电价。电网企业据此支付购电费，并计入购电成本。
　　（三）发电企业启动调试阶段或由于自身原因停运向电网购买电量时，其价格执行当地目录电价表中的大工业类电度电价标准。
　　（四）燃煤发电机组安装脱硫设施、具备在线监测功能且运行正常的，已经环保部门验收合格的，自环保部门验收合格之日起执行脱硫加价；环保部门不能按时验收的，由省级价格主管部门商环保部门通知电网企业，自发电企业向环保部门递交验收申请之日起30个工作日后执行脱硫加价；经环保部门验收不合格的，相应扣减已执行的脱硫加价。发电企业向环保部门递交验收申请时应抄送省级价格主管部门和电力监管机构，并抄录电能表起始表示数。
　　（五）经政府有关部门批准的替代发电或发电权交易中，发电企业按照合同或协议约定的交易电量和价格进行结算。

　　 二、关于跨省、跨区域电能交易价格
　　 （一）跨省、跨区域电能交易的受电价格由送电价格、输电价格（费用）和输电损耗构成。
　　（二）跨省、跨区域电能交易国家已规定价格的，要严格按照国家规定的价格执行。国家尚未规定价格的，在送电、受电地区省级价格主管部门、电力监管机构和电力管理部门的指导下，由送受双方参考送端电网平均上网电价和受端电网平均购电电价协商确定厂网间结算电价。其中，送电省（区、市）电网企业的输电价格（含损耗）原则上不得超过每千瓦时3分钱。
　　（三）跨省、跨区域电能临时交易的送电价格按照上述原则确定。紧急情况及事故支援交易，事先交易各方有约定的，按照约定价格进行结算；事先没有约定的，原则上按照购电方所在电网燃煤机组标杆上网电价上浮20%确定。紧急情况及事故交易免交输电费。 　　（四）除国家规定的跨省、跨区域电能交易外，电网企业之间不得以降低发电企业上网电价为目的，在同一时点相互进行没有电能物理流量的虚假交易和接力送电。
　　（五）受电省（区、市）电网企业购外省电量的电价与本省平均购电价有差异的，纳入本省销售电价方案进行平衡。
　　（六）省级电网企业每月汇总本省的跨省、跨区域电能交易情况，并于每月15日前将上一月度的交易情况报省级价格主管部门、电力管理部门和电力监管机构。国家电网公司、南方电网公司将季度、年度跨省、跨区域交易情况，报国家发展改革委、国家电监会和国家能源局。各电网公司应当在每月20日前，向各利益相关方公布上一月度的交易电量、送电价格、输电费用、输电损耗、购电来源、售电去向等交易情况。
　　（七）电力企业要保留跨省、跨区域电能交易的详细调度、交易记录，包括交易电量、价格、输电费用、输电损耗、购电来源、售电去向、联络线关口计量数据等内容，接受政府有关部门和电力监管机构的监督检查。

　　三、关于电网企业与终端用户之间的交易价格
　　 （一）电网企业对电力用户的销售电价，要严格按照国家发展改革委颁布的电价标准执行。各级政府和电网企业不得自行提高或降低电力用户销售电价，不得自行以大用户直购电（或直供电）等名义实行电价优惠。
　　（二）各地要按照《国务院办公厅转发发展改革委关于完善差别电价政策意见的通知》（国办发[2006]77号）和《国家发展改革委、财政部、电监会关于进一步贯彻落实差别电价政策有关问题的通知》（发改价格[2007]2655号）要求，继续加大差别电价贯彻落实力度。要加强对高耗能企业的动态监管，及时更新执行差别电价的企业名单，确保差别电价政策执行到位。
　　（三）拥有自备电厂的企业，应在发电机端加装电能量计量表计，自用电量由政府有关部门和电力监管机构核定，并按照国发[2007]2号文件规定交纳国家规定的三峡工程建设基金、农网还贷资金、城市公用事业附加费、可再生能源电价附加、水库移民后期扶持资金等政府性基金及附加，并由当地电网企业负责代征并上缴。拥有自备电厂并与公用电网连接的企业，应按规定支付系统备用费。

　　 四、其他事项
　　 （一）现有办法和规定与本通知不一致的，按本通知规定执行。
　　（二）政府价格主管部门、电力监管机构依法对电能交易价格执行情况进行监督检查。

　　国家发展改革委
　　国家电监会
　　国家能源局

　　二○○九年十月十一日

国家发展改革委关于调整三峡输电价格的通知
　　发改价格〔2010〕1562号

　　国家电网公司、南方电网公司，上海、江苏、浙江、安徽、河南、湖北、湖南、江西、广东、重庆（省、市）发展改革委、物价局、电力公司：
　　根据我委对三峡输变电工程的成本监审情况，经研究，决定适当调整三峡输变电工程输电价格。现将有关事项通知如下：
　　一、将三峡输变电工程输电价格由现行平均每千瓦时0.07元下调至0.064元。
　　二、将三峡输变电工程送华中、华东和广东三个区域的输电价格分别下调至每千瓦时0.0485元，0.0808元和0.0661元。
　　三、上述电价调整后，三峡电力受电地区销售电价暂维持现行标准不变，降价金额用于疏导发电企业电价矛盾。

　　国家发展改革委

　　二〇一〇年七月十六日

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华东电监局完成2009年度华东区域电价执行情况报告
来源：华东电监局(转摘) 作者：价格财务处 时间：2010-09-26

为全面反映2009年度华东地区电价执行情况，根据国家电监会要求，结合华东地区实际情况，我局及时下发通知, 要求区域内各电力企业按照格式文本真实全面报送电价执行信息。经对各电力企业所报送的电价执行报告进行认真的归集整理、比对核实和统计分析，现已较为系统地完成了2009年度电价执行情况报告。

2009年，[B]华东区域电网企业购本区域发电企业及区域外电量合计7582.19亿千瓦时，平均购电单价443.65元/千千瓦时。其中：购区外电量356.06亿千瓦时，购电单价380元/千千瓦时；本区域发电企业上网电量7226.13亿千瓦时，平均上网价446.79元/千千瓦时（含税，下同）。本区域发电企业上网电量中五大发电集团占42%，平均上网电价为431.58元/千千瓦时；其他能投及独立发电企业占50%，平均上网电价451.53元/千千瓦时；小火电、小水电、自备电厂等占7.7%，平均上网电价498.92元/千千瓦时。[/B]

[B]2009年内，华东区域电网企业售用户电量7239.92亿千瓦时，平均销售电价598.68元/千千瓦时（不含基金附加），平均到户电价707.26元/千千瓦时，其中基金及附加为35.77元/千千瓦时。[/B]分类电价中商业用户电价最高，其次为非、普工业用电、非居民照明、大工业、居民用电、农业生产和农排用电。分类销售结构中工业占比最高，其次是居民和商业。

2009年，华东区域新关停小火电128万千瓦，对于已关停的小火电，大部分实行保留发电指标实行“以大代小”替代发电。各电力企业积极配合相关部门研究发电权交易方案，实施“以大代小”发电权交易，全年共实现“上大压小”、“以大代小”发电权交易476.91亿千瓦时，较2008年增加50%。按每度电节约50克标煤计算，共计节约标煤239万吨，取得了良好的节能减排效果。

2009年，华东区域执行差别电价的企业共358家，比上年减少193家，差别电价电费共计征收10648万元。差别电价的执行有效地遏制了淘汰类、限制类企业的生产。

截至2009年底，华东区域燃煤脱硫机组装机容量11697万千瓦，占华东统调火电机组总装机容量的86.36%。2009年执行脱硫加价电量4960.54亿千瓦时，实际支付脱硫加价费用76.82亿元。各电网企业能及时全额支付脱硫加价费用，并按要求对没有达到脱硫运行考核要求的企业扣减脱硫加价费用，确保脱硫电价政策落实到位。

同时，电价报告也显示电力企业的经营还面临着很多风险和压力，主要表现为：一是现行市场煤、计划电的煤电价格机制，导致发电企业面临较大的经营风险；二是用电需求相对不足，装机容量增加导致发电企业利用小时连续下降；三是外来电加大了电力峰谷差，增加了企业的运营压力；四是缺乏独立的输配电价机制，电网的建设发展资金难以满足；五是销售电价结构性矛盾突出，需逐步理顺。



该贴内容于 [2010-12-09 00:54:05] 最后编辑