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电力市场发电权交易及相关问题的研究
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天津电网实施今年首批发电权交易 成交9亿多千瓦时
　　天津北方网讯 8月8日电：现在，发电厂的发电量指标也可以作为商品进行市场交易了。记者昨天(7日)从天津电力交易中心了解到，天津电网通过电力交易中心启动实施2010年第一批发电权交易，12家电厂参与交易，首批发电权交易电量为9.2677亿千瓦时。据测算，由此可节约标准煤约90000吨，减排二氧化硫约3000吨。
　　据介绍，发电权交易又叫替代发电交易，俗称“以大代小”，是指以市场方式实现发电机组、发电厂之间电量替代的交易行为，由高效环保的机组替代低效、高污染的火电机组发电。实施发电权交易，增加大机组发电量，提高效率，创造效益，小机组得到经济补偿和政策支持，社会享受到节能减排的好处。
　　天津电网发电权交易的范围包括单机容量13.5万千瓦及以下机组；被国家列为关停范围的机组，均纳入被替代范围。企业自备电厂暂不参与发电权交易。交易既可以在一家发电企业内部进行，也可以在两家发电企业之间进行。按照机组容量划分，20万千瓦及以上机组作为替代方，20万千瓦以下机组作为被替代方，双方通过天津电网电力交易中心的平台置换发电权。
　　天津电网目前仍有一批高能耗、高排放量的小火电机组。按照国家节能减排政策和关停小火电机组的部署要求，天津市政府制定出台了激励政策，积极鼓励和引导发电权交易的开展。凡列入天津市“十一五”小火电关停规划并按期关停的机组，可以享有不超过3年的发电量指标，该指标必须通过发电权交易转让给大机组。凡参与发电权交易的发电企业，“上大压小”项目优先纳入规划，优先开展前期工作，优先建设。在同等条件下，被替代发电量优先确认，优先结算。
　　据了解，2010年天津电网第二批发电权交易将于9月份开展，预计交易电量约4亿千瓦时。(杜娟)
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发电权交易结束后，“大卖家”准备休假去啦？
上周五，广东首次发电权转让交易结果出炉：总成交电量7.7亿千瓦时，平均成交价0.3127元/千瓦时。应该说，这是一个让买卖双方普遍满意的结果，从全社会的角度看，实现了社会资源优化，达到了节能减排的目的。但是，问题来了：这真的是一个看上去那么完美的结果吗？请大家先看下表，重点关注排名前三位的“大卖家”。（图片表格来源：易电在线）1“大卖家”若被强制要求发电，怎么结算？是的，正如我们之前估计的，大卖家来自燃料成本较高的山区电厂。在7.7亿千瓦时的交易电量中，前两家发电企业宝丽华和坪石B就占了6亿千瓦时，占比78%。据悉，这两家企业已经豪气地把所有基数和长协电量都出让了，这意味着：两个大卖家若不参与接下来的月度市场竞价，那么整个月都将停机备用。What？？？7月正值迎峰度夏的时节，大卖家们难道真的就此要休假了？当然不会啊！业内人士估算，这两家企业的三家电厂合计装机容量220万千瓦时，因系统高峰顶峰需求，必然不可能让这三家电厂机组全停。那么，这部分被强制要求开机的发电量，应当以什么价格结算？业内人士估测，有两种可能性：一是按顶峰电量价格结算，以过去的经验，这个价格一般都会比月度竞价价格更好，对发电厂来说很有吸引力；二是按“偏差2”价格结算，以过去几个月情况看，偏差2结算价格大概在0.26元左右，对于发电厂来说，结果就是“发一度亏一度”。因此，对于两个大卖家来说，此刻的心情绝对不是外界想象的“要去度假了”那么轻松，而是在密切关注着后续相关价格政策，毕竟事关发电企业直接的利润。同样，对于大买家——沿海百万机组及热电联产机组来说，也可能会存在“买了合同电量发不了”的问题：这些机组原本的电量就较高，加上发电权交易及月度竞价交易，以及系统调峰需求电量，可能会无法完成这些电量，因此产生的偏差2，也可能会导致亏损：假设这些电厂从发电权交易中0.25元“买”来的发电合同电量，最后可能以0.27元的偏差2结算价格“卖”给其他电厂，每一度电就要净亏0.02元，这种风险也值得“大胃口”买家电厂警惕。2为什么基数电量更好卖？关于此次发电权交易的结果，细心的业内人士还发现一个亮点：基数电量的成交率是70%，长协电量的成交率只有42%，显然，前者更好卖，这是为什么呢？首先，从价格和成本角度分析，基数电量和长协电量对于买卖双方来说没有区别。但其实是有区别的，区别在于卖家对于基数电量和长协电量的心态。众所周知，无论基数电量还是长协电量，都会因为用户实际用电量而产生波动，最终形成偏差1。其中，长协电量属市场电量，由售电公司/用户自我申报，在售电侧偏差考核机制的激励下，目前长协的偏差1逐渐减少。而基数电量的偏差1则存在很多不定因素，首先由调度中心在月初预测，在月中会受到西电增/减送、负荷预测偏差等多个不确定因素影响，因此，对于卖家来说，会更倾向于优先出让偏差更大的基数电量。而目前广东的发电权交易市场，本质上是个卖方市场，这是因为广东电力系统有如下特点：大机组、沿海机组多，煤耗高、电价高、边际成本高的小机组少；电网负荷多而集中，因此顶峰机组多而受限机组少。因此，当前发电权交易买家竞争激烈过卖家，卖方报价逼近买方边际成本（此次发电权交易卖方报价在0.27元-0.605元／千瓦时），而这几个月偏差2的结算价格在0.26元左右，也可能对发电权交易双方的报价心理产生了一定影响。两次发电权交易相关数据一览交易类型跨省交易省内交易组织方广州电力交易中心广东电力交易中心交易时间6月20日6月23日交易规模4.5亿千瓦时————卖方广东燃煤电厂广东燃煤、燃气电厂总电厂数49家————出价电厂数15家13家申报总电量5.44亿千瓦时13.1018亿千瓦时申报基数电量————7.7928亿千瓦时申报长协电量————5.309亿千瓦时最高报价0.36元／千瓦时0.605元／千瓦时最低报价0.18元／千瓦时0.27元／千瓦时买方云南水电厂广东燃煤、燃气电厂总电厂数14家————出价电厂数13家21家申报总电量10.5474亿千瓦时15.34亿千瓦时最高报价0.22元／千瓦时0.575元／千瓦时最低报价0.165元／千瓦时0.18元／千瓦时申报电量竞争比（卖／买）0.5160.854成交信息成交卖家数1家7家成交卖家数占比7.14%53.85%成交买家数1家12家成交买方数占比7.69%57.14%成交总电量0.24亿千瓦时7.725亿千瓦时卖方成交电量比4.41%58.96%买方成交电量比2.28%50.36%基数电量0.24亿千瓦时5.476亿千瓦时基数电量成交比————70.27%长协电量————2.249亿千瓦时长协电量成交比————42.36%成交价/成交均价0.358元／千瓦时0.3127元／千瓦时广东发电权交易的顺利开展，标志着市场流动性从无到有的质变，是广东市场发展的一个重要节点，可喜可贺。但是我们也可以看到，当前只有发电侧的二级市场，用电侧的二级市场可能是当前市场主体规避偏差考核风险更迫切的需求。另一方面，正如我们之前的分析，规则制定似乎对系统运行特性预估不足，致使规则持续的频繁变动，使市场主体持续暴露在规则波动的风险之中。
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　　独立的售电公司不是一个可以带来高回报、稳定收益的投资领域，这一点在国外市场也被证实。售电市场开放后，对供电营业区内的各类用户提供电力普遍服务，保障基本供电的职责仍然属于电网企业。无疑，售电公司的核心业务是购售电，因此赚取购售电差价当然是售电公司的主要盈利模式。积极拓展合同能源管理、综合节能和用电咨询等多元化的增值服务也将是大部分售电公司的业务之一，这些服务可能是赚钱的，也可能是不赚钱的，甚至是免费的，但增值服务一定是有成本的。从用户用电的角度而言，由于电力产品的同质性，首当其冲的是价格说了算，谁的电价低就用谁的电，优质服务或差异化服务在价格面前起到的是&锦上添花&的作用。如果说售电价格是核心利益的话，那么售电服务可以看作是在这一核心利益基础上的一种保持粘连性&友谊&的手段。
　　【电改大潮中售电公司究竟能赚多少钱？】
　　云南：云南电力市场已经建立了较为完善的市场体系和交易规则，形成了&三个主体，一个中心，三个市场，四种模式&的&3134&的电力市场格局。三个主体：云南电力市场中的售电主体、购电主体、输电主体。《云南省进一步深化电力体制改革试点方案》明确售电主体可以采取多种方式通过电力市场购电，包括向发电企业购电、通过集中竞价购电、向其他售电商购电等。
　　一个中心：云南电力交易中心。云南电力交易中心由政府部门主导，相对独立运行并接受全面监管，不代表任何一方市场主体利益。三个市场：省内市场、西电东送增量市场、清洁能源市场。四种模式：直接交易、集中竞价交易、挂牌交易、发电权交易。日，云南最早成立的售电公司&&云南能投滇中配售电有限公司与云南盐化公司签订竞价策略购售电技术服务合同。日，云南铝业股份有限公司审议通过了《关于公司及公司控股的子公司向云南慧能售电股份有限公司购电的预案》，公司及公司控股子公司拟与售电公司分别签订《购售电合同》，自2016年5月起至2016年12月止公司及公司控股的子公司生产用电全部向售电公司购买，预计公司将向售电公司购电量约为115亿千瓦时。
　　贵州：按照贵州省的综合试点计划，2016年6月底前，贵州将组建混合所有制模式的贵安新区配售电公司；兴义地方电力按现代企业制度组建配售电公司。按照贵安新区设计的准入和退出机制，认缴资本在2000万元人民币以上的就可以参加市场交易。从贵州省售电公司名单中可以看出，贵安新区11家售电公司（名单中序号238至248）注册资金均达2000万元以上，也就是说这几家售电公司都可以参加市场交易。但从贵州电力交易中心成立以来的交易情况来看，并没有售电公司参与市场交易。重庆日，两江新区首批12家企业与重庆两江长兴电力有限公司成功签约购售电协议，标志着重庆市售电侧改革试点迈入了实质性实施阶段。
　　重庆：两江长兴售电公司计划于3月向第一家用电企业正式供电。重庆市是首批售电侧改革试点省市之一，从日该市售电侧改革试点获批到首批用户购售电协议签订，仅历时67天。此次签约达成2016年度售电量1.3亿千瓦时，用电企业平均签约电价0.6元/千瓦时，至少降低企业用电成本2600万元。在实施过程中，由于电网坚持不同意见，售电没有实现。主要问题如下：（1）结算问题，国网重庆市电力公司要求与用电企业结算，两江长兴电力公司收取购售电差价的服务费；两江长兴电力公司坚持按照《重庆市售电侧改革试点工作实施方案》与用户直接结算，向国网重庆市电力公司支付输配电价。政府多次协商但电网公司态度坚决，目前该问题已上报国家发改委裁决。（2）输配电价问题，国网重庆市电力公司认为《重庆市售电侧改革试点工作实施方案》中现行的输配电价核定时间较早，不能代表目前及今后3年的输电成本，拒绝执行并要求&一户一核&。重庆市政府认为在新的输配电价未出台前，应按照已出台的文件执行，&一户一核&不仅将造成电价混乱，而且不能达到输配电价透明。
　　广东：广东省将售电公司纳入直购电的集合竞价交易中，并初步建立了包含售电公司在内的电力市场交易中心，符合规则的交易主体（用户侧）可通过和售电公司签署一年期的售电协议和代理协议在直购电交易市场中进行交易。广东地区售电公司在目前的交易中的盈利情况可以用暴利来形容。由于售电公司和被代理的企业用户基本上签订的是长达一年的售电协议，每度电电价降幅也只有1~3分钱。而竞争价格的结果却是降幅达到0.4元左右。
　　除去价差电费部分返还给发电企业外，平均计算，一度电售电公司就能赚取超过0.13元的差价收益。当前的3次月度交易来看，电厂向需求方合计让利5.3亿元，其中预计有近4.5亿元被售电公司获得。江苏江苏省将是继广东省电力集中竞价交易后,全国第二个开展竞价交易的省份。2015年江苏省用电量达到5114万千瓦时,2016年电力直接交易规模达到535亿千瓦时,占全社会用电量的10.46%,年减轻工业企业负担12亿元以上。此次集中竞价交易规则的出台标志着江苏省电改继续大步向前迈进。
　　预计江苏省将在迎峰度夏后开展电力直接交易平台集中竞价试点。日，江苏能源监管办会同省经信委、省物价局联合印发了《江苏省电力集中竞价交易规则(试行)》。江苏省将组织电力用户、发电企业等开展年度、季度、月度等集中竞价交易，按照&价格优先、容量优先、时间优先&原则确定成交顺序，充分发挥市场机制作用。
　　【成熟经验】
　　向广东学什么？
　　1售电公司的运营经验
　　广东某国企售电企业员工认为，其实广东的试点已经释放了红利，大家都很急着看见成绩，但是对于电厂和电网而言都是新的尝试，作为售电公司去跟电厂打交道，他们让利了很多似乎也不开心，对于电网而已也是增加了很多电网公司的工作量，其中有很多沟通梳理的工作，尤其是和用户的沟通，还有各种刁难，都需要我们去做沟通。
　　关于新的规则，其实大家都在说发电权交易，但其实规则在刚开始也说了这点，即使未来新加入，和目前现有的规则也不冲突。不过有一点，就是自从做了售电的事，体会到了很多的不易，从甲方变成乙方心态的转变很重要。
　　2市场意识和磨砺的经验
　　中电联张卫东文章中提出，目前广东的交易的特点很明显就是电量的交易，而不是真正的市场的交易。广东的月度市场总结起来是，交易电量采取集中竞争交易方式，但交易不采取统一出清价格的原则，而是采取逐对匹配购售方报价，按照一定的返还机制逐一形成结算价格的原则。
　　采用统一出清价格机制，可以保证高于出清价格的买入申报和低于出清价格的卖出申报全部成交，信息公开简洁便利，信息获取透明高效，对保证交易公平公正将提供巨大的便利。非统一出清的交易价格机制给大家带来很大困惑，即使花费大量时间精力，也难以汇集梳理有价值的信息并制定有效的竞争策略。
　　道理大家都懂，但国内并没有竞价交易的先例可循。广东有限的交易经验，虽然还算不上真正的市场化经验，依然值得仔细学习，最好到广东实际参与积累经验。
　　3低调做事的行事风格
　　广东获批的是售电侧改革试点，却做了电改所有的事情，以交易带动电改活跃和积极参与。这里面有电网公司的风格，也有广东低调做，做出来之前少说的特点。当然，在业内人士看来，电网公司的风格起到很大的作用，至少没有形成很大的阻力，南方电网综合能源公司还组建了售电公司参与市场。
　　作为微观主体的售电公司，更应如此。市场上关于售电公司暴利的说法从竞价交易一开就不断有传闻，但真正赚得暴利的都是闷声发财，露脸都很谨慎。前期就已经通过股权操作，绑定了大用户，甩开皮包公司的帽子。
　　4快、准、狠找准切入点
　　电改已经遍地开花，广泛地涉及到国家电网的范围内。快速推动改革，肯定会遇到利益相关方的阻力。要借鉴广东的经验，先进入试水有好处，但是好处不是喊出来的，是通过制度安排切实获得的。曝光率高的公司不一定能持续获益，能锁定自己的获益之前，还是要找准切入点，免得面对压力半路夭折。
　　这对于有配电网资产的企业而言尤其如此，要在执行之前，考虑各方面的利害，要做就要锁定收益，事情没成前曝光只能增加失败的几率。所以别空想，想干就快、准、狠找准切入点。
　　5人才储备和服务要跟上
　　一个售电公司老总认为，售电公司未来会拼增值服务，比如手机APP、运维抢修服务、节能服务等等。售电市场将逐步成型，回归正常服务的竞争。
　　广东交易规则调整后，可能造成交易量下降，甚至竞价也有可能停摆。但是无论如何，要加强人才储备和服务，即使广东市场式微，在广东市场积累的经验也可以到其它市场复制，先人一步，步步领先。
　　电力市场化可能是长期的过程，需要不断进行人才储备应对真正的市场，包括未来的现货市场。同时要不断推出服务，确立和巩固领先优势。
来源：北极星售电网
关键词：电力 售电公司 电改
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　　售电公司申请指南
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问题集中爆发！2016年的中国电力市场到底怎么了？！
2016年即将过半，全国电力市场存在问题有很多，种种猜测，种种传言，让我们有些晕头转向，那么电力市场到底存在哪些问题呢？我们该如何应对呢？1990年4月开始，英国率先推行全面的电力市场改革并取得一定的成果。之后许多国家，如美国、澳大利亚、新西兰、挪威、瑞典、德国、日本、新加坡、泰国以及中国等相继开展了不同程度的电力市场改革。解除垄断、引入竞争机制、增强电力工业活力、优化资源配置、提高效益，已经成为现代电力工业发展的必然趋势。随着电力市场化改革的不断推进，许多省市相继成立了电力交易中心。有专家分析，各地电力交易中心投入市场化运作，为电企和用户直接交易提供了平台，将促进大用户直购电数量的增加，随着交易规模的不断扩大，电力市场化下的电价下降也将成为可能。“新电改”开启以来，首家真正意义上具配售电牌照的“混改”公司有望近日成立。围绕电力市场建设的更多改革步骤将接踵而至。随着电力市场备受关注，自电改9号文出台以来，各地电力改革探索不断深入，发改委也在近日同意云南、贵州两省作为首批综合电改试点，彰显了国家推进电力市场化改革与发展的坚定决心。因此，新一轮电改意义重大，务必“软硬”兼施：“软”的层面，应从制度上以价格的自由竞争为改革核心，“放开两边，管住中间”；“硬”的层面，应从技术上以特高压电网和储能产业的发展为代表，为电能自由交易、输配奠定物理基础。近日，输配电价又有了新动态。当前我国输配电价改革较多地关注了准许收入的核定以加强对电网企业的管制，而对于如何使输配电价成为经济高效的价格信号，仍然缺少深入而广泛的探讨。2014年末在深圳破冰；2015年先在蒙西电网起步，后在湖北、宁夏、安徽、云南、贵州五省扩围；2016年更是扩大至北京、天津、冀南、冀北、山西、陕西、江西、湖南、四川、重庆、广东、广西等12个省级电网以及华北区域电网；2017年有望实现全国覆盖。输配电价的确定关系重大，难度也极大。越来越多的文件下发，越来越重要的电力市场，&也许是听到大家的心声，近日国家能源局为进一步规范电力调度交易工作，维护电力市场秩序，按照《国家能源局关于印发2015年市场监管重点专项监管工作计划的通知》（国能监管〔号）部署，2015年6月至7月，国家能源局组织各派出机构开展了全国电力调度交易与市场秩序专项监管。那么我们来重点看一下年全国电力市场存在问题分析。1.按照行政区划分调度控制区，控制区范围缩小目前，我国大部分调度独立控制区按行政区划设置；同时，个别长期一体化运行的区域，出现了发电调度运行“化区域为省”的现象，导致出现负荷峰谷互补能力有所降低、备用容量和调频需求增加、电网运行难度增加、资源优化配置能力下降等问题。建国后，京津唐电网长期为统一调度区。2009年，华北电网公司根据国家电网公司要求调整了调度管辖范围，天津市电力公司独立制定日发电计划。京津唐地区电力系统运行出现了调频备用等辅助服务需求增加、省间联络线控制难度加大等问题。从实际运行情况来看，天津电网2014年被取消独立控制区205次，其中冬季供热期123次，以满足冀北风电夜间消纳、京津唐全区系统备用、天津电网发电厂检修试验等需求。2.按较小控制区安排开机，电力系统旋转备用偏高当前电力调度普遍采用分调度区独立的原则安排旋转备用，除华东进行区域旋转备用共享尝试外，其他区域普遍没有统一按照区域预留旋转备用，现有大电网互联互济的作用未能充分发挥。在分省备用的情况下，不少省份实际旋转备用偏高。1.日，河南省电网旋转备用率20.9%；日，河南省电网旋转备用率19.2%。2.江苏省电网月份平均旋转备用率分别为10.90%与9.50%。3.调峰缺乏激励机制，电力企业建设运行调峰电源积极性不高有偿调峰等辅助服务缺乏市场定价机制，机组电力的价值难以有效体现。近阶段，新建机组以发电量最大化为目标，长远上看削弱了电网调峰能力，降低了电力系统运行效率。四川为水电大省，需要大量调峰电源，但是经济激励措施不够，燃煤机组调峰缺乏积极性。2014年，实际运行中燃煤机组最低负荷均高于50%，不及行业一般水平，间接影响了水电消纳。部分电力调度机构管理不够规范，发电机组并网运行管理严肃性不足为保证电力系统安全、稳定、经济运行，各有关部门依据法律法规制定了系统的标准、规程、规范性文件，但部分电力调度机构管理不够规范。3.电力直接交易行为存在政府干预、违背交易规则、未按有关政策执行等问题在电力直接交易总量和覆盖省份不断增长的同时，部分地方出现了有关部门干预交易、电网企业未执行国家核定输配电价、重视电量交易而忽略电力运行特性等问题。4.部分跨省区交易不规范，难以充分优化配置资源除指令性的跨省区送电外，按照国家有关规定,跨省区交易应以市场为导向,以满足各地电力需求和实现资源优化配置为目标,按照市场交易规则组织交易。但部分电网公司未按照国家政策和规则要求的市场原则组织规范、合理的跨省区交易；个别地方政府部门干预市场，影响电能资源合理流动。1.江西省能源局对江西省电力公司参与跨省跨区市场交易作出规定，要求年度外购电计划不得超过100亿千瓦时（含三峡、葛洲坝国家计划电量），临时（3天以内）和短期（3-10天）购电计划不得超过10亿千瓦时。且要求江西省电力公司在发生购电需求时，要事先征得江西省能源局同意。2014年江西省能源局还要求江西省电力公司退还了市场化交易电量7.33亿千瓦时。2.国家电网公司通过计划形式安排跨省区电能交易。2014年，国家电网分配湖南省跨省区外购电计划152.7亿千瓦时。其中：国家指令性计划97.8亿千瓦时（三峡79.6亿千瓦时，葛洲坝18.2亿千瓦时）；国网计划交易54.9千瓦时（特高压购华北32.6亿千瓦时，购西北22.3亿千瓦时）。由于水电大发，夏季用电负荷不高，虽然经多次协调，但交易结果仍达到了42.71亿千瓦时（主要以煤电为主，其中特高压购华北26.66亿千瓦时，购西北电量16.05亿千瓦时），湖南省内发电空间受到大幅挤压，全省统调公用火电机组年均利用小时低至3300小时。火电企业普遍要求调减跨省区外购的、非国家指令性计划电量（主要指火电）。5.部分发电权交易未按规定进行，市场意愿体现不足个别电力调度交易机构违反发电权交易有关规定，部分省份政府部门干预发电权交易，发电权交易体现市场意愿不足。部分省份发电权交易违反有关规定1.2015年，中电投乌苏热电公司和华电喀什三期发电公司替代华电喀什二期发电公司一期2×5万关停机组发电，实际结算电价为0.348元/千瓦时，未执行被替代方批复脱硫上网电价0.363元/千瓦时，新疆电力公司违反了《西北区域发电权交易监管实施细则》规定。2.2014年底，吉林省电力公司在全年实际发电量已基本确定的情况下，于日组织集中发电权交易，共交易17笔，合计交易电量53576万千瓦时，掩盖了吉林省各发电企业合同进度参差不齐的事实，规避合同完成率均衡性监管。3.专项监管期间，甘肃省电力公司未能提供甘肃华能酒泉风电与华能陕西（秦岭）电厂发电权交易合同，存在合同签订时间较晚的问题。4.甘肃省《委托替代发电合同书》中部分合同条款不符合要求，甘肃省电力公司统一设定将没有政府职能的国家电网公司作为合同纠纷的“仲裁者”。6.部分省份年度发电计划安排不够合理，存在随意性2014年，部分地区年度计划电量安排未能体现节能减排发电调度的原则，部分调频调峰电厂未按其功能定位确定电量计划，部分省份年度发电计划调整存在较大随意性，而且部分地方政府随意调整电力企业之间的部分电费部分省份年度计划安排欠公平、欠科学1.云南金安桥水电站2015年购售电合同中枯期基数电量较少，比同流域同等装机规模水电厂平均低10%。2.2014年，湖南省经信委下达的发电计划以安全约束为由，为耒阳电厂30万千瓦机组发电小时数增加900小时，为株洲电厂增加300小时，并在下半年专函说明，年度计划中因安全约束增加的利用小时是固定值，不参与年度电量计划进度平衡。以上两厂增加计划利用小时的主要目的并非安全约束，而是运行方式安排对上述电厂发电进度平衡存在一定程度约束，并非需要绝对量的利用小时。发电企业普遍反对固化“安全约束利用小时”，要求根据全省公用火电企业计划完成率同步调整控制。7.部分电网公司未按规定办理新建电源接入电网工作部分网省公司未落实国家能源局《新建电源接入电网监管暂行办法》（国能监管〔号）以及国家能源局派出机构有关文件对于制定制度、公开信息、书面答复、抄送协议的要求，在新建电源接入电网工作中存在超时限办理以及配套送出工程滞后于电源建设进度、影响机组发电等问题。8.新建机组进入商业运营审批取消后，电网企业相关流程的管理有待规范国家能源局取消商业运营行政审批以后，各电网公司对相关流程的管理有待规范。在进入商业运营审核、商业运营电价执行、差额资金分配等方面，电网企业存在管理审核不严、执行较为随意、占用发电企业差额资金等情形，其中，部分电网公司未对差额资金进行分配，累计沉淀近6亿元。1.广西富川头岭风电场、容县杨村风电场商转均未取得调度机构出具的并网调试意见。广西桂林、贺州等地级调度机构在桂林川江电站、贺州四维二级电站完成调试后，未按要求向发电企业出具并网调试意见，造成以上电站无并网调试意见商转。2.山西大唐太原第二热电厂、山西国锦煤电有限公司新建机组完成整套设备启动试运行90天内，并未具备商业运营条件，但电网公司在未向山西能源监管办申请核查确认进入商业运营时点的情况下，自行执行商运电价。太原第二热电厂、宏光电厂、寿阳国新热电、侯马热电、国锦煤电5家电厂未按照要求对商业运营情况进行备案。上述行为不符合《国家能源局关于取消新建机组进入商业运营审批有关事项的通知》国能监管〔2015〕18号有关规定。9.部分电网企业存在价格违规与财务结算不规范等问题部分电网企业存在电费结算不公平不及时、电费结算比例不均衡、承兑汇票结算不公平等问题。陕西地电未及时结算部分电费陕西地方电力公司榆林电网在用电低谷时段向陕西主网反送电量2287万千瓦时，陕西省电力公司向榆林电网结算电费538.47万元，截至检查之日，榆林电网仍未向发电企业结算。
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