（二）脱硫电价执行情况
2009年，各发电企业高度重视国家节能减排工作，新建燃煤机组同步安装脱硫设施，而老机组按照减排计划的要求，陆续安装了脱硫设备。
2009年，全国执行脱硫加价电量18056.35亿千瓦时，比2008年增加5073.52亿千瓦时，增长39.08%。脱硫加价15元/千千瓦时，电网企业支付脱硫加价费用274.32亿元，比2008年增加76.74亿元，增长38.84%。
（三）差别电价执行情况
总体看，2009年各省（区、市）基本能够按照国家产业政策的要求，对限制类和淘汰类高耗能企业执行国家制定的差别电价政策，执行差别电价的企业在逐年减少，执行电量和征收的电费收入逐年下降。
据统计，2009年全国有1686家高耗能企业执行差别电价，比2008年减少83家。其中，淘汰类1161家，比2008年减少188家；限制类525家，比2008年增加105家。全国征收差别电价的电量为42.69亿千瓦时，比2008年减少31.09亿千瓦时；共收取差别电价加价电费4.12亿元，比2008年减少2.34亿元。
（四）电力用户与发电企业直接交易试点价格执行情况
截止2009年，经国家批准实行电力用户与发电企业直接交易试点的共有三家。
中钢集团吉林碳素股份有限公司向国电龙华吉林热电厂直接购电。2009年，交易电量为4.09亿千瓦时，吉林碳素股份有限公司到户电价为497.3元/千千瓦时；发电上网电价为320.5元/千千瓦时；输配电价为144.58元/千千瓦时（含线损，不含政府性基金和附加）。
辽宁省抚顺铝厂向华能伊敏电厂直接购电。2009年，交易电量为5.03亿千瓦时，抚顺铝厂到户电价为387.8元/千千瓦时；发电上网电价为200元/千千瓦时。输配电价：东北电网公司输电价格17元/千千瓦时，辽宁省电网公司基本电价执行现行销售电价表中大工业基本电价标准，电量电价100元/千千瓦时（含线损，不含政府性基金和附加）。
广东省台山市大用户直购电交易电量为1.57亿千瓦时，大用户用电价为656.11元/千千瓦时，向电厂直接购电价为450元/千千瓦时，输配电价为176.55元/千千瓦时（含线损，不含政府性基金和附加）。
三、厂网电费结算规定执行情况
2009年，绝大多数省级以上电网企业与发电企业，按照电监会颁布的《购售电合同》范本要求，及时签定了购售电合同，按照《
发电企业与电网企业电费结算暂行办法》相关规定进行电费结算，全国39家省级以上电网企业，有36家厂网电费结算率均达到100%；甘肃省电力公司由于与甘肃靖远第二发电有限公司在上网电价上存在分歧，形成1.31亿元的争议电费，造成电费结算率未达到100%；广西电网公司由于经营困难，对2008年上网电价调价前形成的资金缺口没有得到解决，电费结算率未达到100%；贵州电网公司由于与乌江公司所属的构皮滩、思林电站12月份的电费计算存在误差、董菁电厂没有上网电价调整文件、盘县电厂因为贵州和广西两省（区）物价部门未能就盘县电厂一期送广西电量的电价达成一致意见等原因，电费结算率未能达到100%。
2009年，省级以上电网企业以承兑汇票结算购电费543.01亿元，占实际结算电费总额的5.16%，承兑汇票的支付比例较2008年下降了0.35%。
2009年，按照《关于电力资产财务划转移交有关遗留问题的通知》（发改能源[2007]1885号）的原则规定，经电力监管机构积极协调，大多数电力企业友好协商，历史陈欠电费、争议电费的解决工作取得显著进展。
2009年，电力企业电费结算信息报送情况好于往年。
专栏一：厂网电费结算规定介绍
国家电监会《
发电企业与电网企业电费结算暂行办法》（电监价财[2008]24号）规定：电费结算有关事项应当在发电企业与电网企业与电网企业签订的《购售电合同》中予以约定。《购售电合同》包括长期、中短期、临时和跨省跨区购售电合同；电网企业应当在上网电费确认后的5个工作日内，支付不低于该期上网电费的50%；电网企业应当在上网电费确认日后的15个工作日内付清该期上网电费。
专栏二：陈欠电费政策介绍
国家发展改革委、财政部、国资委、电监会《关于电力资产财务划转移交有关遗留问题的通知》（发改能源[2007]1885号）规定：原国家电力公司陈欠电费由国家电网公司负责回收，不分摊给发电企业。已经核定的厂网之间争议资金，统一先由两家电网公司与五大发电集团公司在总部层面结算完毕，然后再由两家电网公司、五大发电集团公司分别与其所属企业进行内部账务处理。
专栏三：厂网电费结算信息报送规定介绍
国家电监会《
关于进一步加强电力企业财务经营信息报送工作的通知》（办价财[2009]35号）规定：电网企业填制《电网企业电费结算情况统计表》，发电企业填制《发电企业电费结算情况统计表》。电力企业在填制上述报表后，应附文字说明，内容包括：《购售电合用签订情况》，月度电费结算情况，电费结算方式，期末用户对电网公司欠费情况，其他。电费结算情况要求电力企业按季度报送，每个季度终了，第二个月15日前报送上个季度电费结算情况。
第三部分 监管职责履行情况
2009年，电监会及各派出机构在价格财务监管工作中践行 “依法监管，监管为民”的理念，一方面加强监管制度建设，制定完善有关电价、成本监管办法，使监管法规体系更加完善，为依法监管奠定基础；另一方面切实履行监管职责，积极做好跨区域输电价格审核工作，深入开展输配电成本监管工作及标准研究，加强厂网电费结算行为监管，开展清理优惠电价检查等，积极推进电价改革，促进电力市场化建设，不断提高监管工作质量和水平。
一、积极推进电价改革，促进电力市场化建设
（一）规范电能交易价格，促进电力资源优化配置
从几年电价监管工作的实践看，跨地区电能交易价格问题一直是影响电力市场建设、优化电力资源配置的问题。2009年，电力监管机构与价格、能源主管部门密切配合，对电能交易价格政策进行了充分研究，共同出台了《关于规范电能交易价格管理有关问题的通知》（发改价格[2009]2474号），规范电能交易价格行为，有效促进了电力市场化建设。
（二）参与电价政策调整，进一步理顺各环节电价关系
经国务院批准，2009年11月，国家对电价政策进行了再次调整，电力监管机构主动配合价格主管部门积极开展电价政策调整工作。这次电价调整主要内容是调整销售电价、标杆上网电价水平，同时在部分省（区、市）配套进行电价改革，推进工商用电、城乡用电同价，适当扩大电压等级差价。
（三）促进电价改革，为推进电力市场建设提供保障
2009年，电力监管机构与价格主管部门相互配合，积极推进电价改革和电力市场建设。在共同研究，广泛征求意见的基础上，完善了电力用户与发电企业直接交易试点政策。国家价格主管部门先后审批确定了福建、甘肃、辽宁、安徽、内蒙古、江苏、浙江、重庆等八省（区、市）电力用户与发电企业直接交易输配电价。
二、切实履行监管职能，充分发挥电力监管作用
（一）审核晋东南-南阳-荆门特高压线路输电价格
对跨区域输电价格审核是电监会重要职能之一，2009年重点对国家电网公司山西晋东南-湖北荆门1000KV特高压试验示范工程输电价格进行了审核。这是我会第一次对特高压线路输电价格进行审核，在审核过程中，进行了实地考察，多方听取意见，对核价方式、电价形式、核价参数、计算方法等进行了深入细致的研究，做了大量的基础工作，为今后规范审核特高压线路的输电价格打下了基础。（二）开展全国电价重点检查
2009年第一季度，电力监管机构与价格主管部门共同开展了全国电价重点检查，对2008年电价调整政策、脱硫电价政策、差别电价政策、电力收费政策的执行情况进行检查，落实国家出台的电价调整措施，督促电力企业严格执行电价政策，保护电力用户和群众的合法权益。
（三）开展清理优惠电价等政策执行情况督查
针对部分地区自行出台对高耗能企业优惠电价的行为，国家发展改革委、国家电监会、
国家能源局联合下发了《关于清理优惠电价有关问题的通知》（发改价格[2009]555号），并于2009年4、5月份联合对内蒙古、陕西、甘肃、宁夏、青海、河南、四川、广西、云南等九省（区）清理优惠电价及大用户直购电等政策落实情况进行了督查，取得了明显成效。
（四）加强电费结算监管，规范电力企业电费结算行为
按照《
发电企业与电网企业电费结算暂行办法》的规定，2009年，电监会及各派出机构及时对电费结算监管及信息报送工作进行汇总分析，按季编制了《发电企业与电网企业电费结算分析报告》，对结算中发现的问题，及时协调并提出整改要求和改进完善建议。各派出机构在日常监管中维护电费结算秩序，确保了电费结算数据的真实性和准确性。
（五）加强对历史陈欠电费争议电费的协调解决
电力企业电费陈欠和争议成因复杂，数额较大，电监会一直将清理电费作为一项重点工作，2009年着重对华能所属北方公司与内蒙古电力（集团）公司、华电贵州公司与贵州电网公司、中电投所属黄河公司与青海省电力公司等三个电费结算问题（涉及金额17.55亿元）进行重点协调，为圆满解决这三起陈欠电费和争议电费纠纷奠定了扎实基础。
第四部分 监管评述
近年来，随着电价及厂网电费结算监管工作的扎实深入开展，大多数电力企业执行国家电价政策和电费结算制度的的法律意识不断增强，投诉举报中涉及电价矛盾和电费结算纠纷的案件也在逐年减少，电价执行和电费结算办法行为不断规范，电力市场秩序呈现良好态势，但也还存在一些问题。
一、总体评价
随着电价改革的进一步深入，电能交易价格及结算行为的逐步规范和企业合法经营意识的加强，国家的各项电价政策能够得到贯彻落实，电力交易市场秩序正常，2009年电价执行和电费结算情况总体良好，主要体现在以下几个方面：
（一）能够认真落实国家电价调整政策。各省级电网公司能够配合政府有关部门加强政策宣传，认真落实2009年国家电价政策调整文件精神，调整内容及时向社会公布，并更换各营业网点的缴费信息，保证各项调价措施按期、平稳执行。
（二）基本能够贯彻跨省跨区电能交易电价政策。按照国家发展改革委、国家电监会、
国家能源局《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）要求，进一步完善跨省跨区电能交易的审批和备案手续，认真执行输电价格和网损规定，及时发布交易信息，对优化省间、区域间电力资源配置起到了积极作用。
（三）认真执行上网电价政策。各电力企业能够认真执行国家已批复上网电价，并能够按照国家政策执行脱硫电价以及可再生能源上网电价政策，将可再生能源附加收入首先用于支付省内可再生能源发电项目电价补贴，差额参与配额交易、全国平衡，促进了可再生能源的发展。
（四）按规定执行差别电价政策。地方政府及其有关部门，以及电网企业能够执行国家差别电价政策，采取多种措施，确保差别电费足额回收，有效地抑制了高耗能企业的盲目扩张，为促进了高耗能企业的产业升级，实现国家节能减排目标的实现做出贡献。
（五）电费结算情况总体良好。厂网双方能够按照国家电监会关于《
发电企业与电网企业电费结算暂行办法》的要求进行电费结算，2009年全国的电费结算率达到99.98%。一些电网企业在克服自身电费回收困难的情况下尽量保证结清发电企业的电费，构建了和谐的厂网关系。
（六）电费结算率进一步提高。在电力监管机构的积极引导和监管下，厂网双方能够本着互谅互让、平等协商的原则，处理电费结算问题，电网企业尽量减少承兑汇票支付比例，取得了成效。2009年底，承兑汇票支付数543.01亿元，占实际结算电费的5.16%，较2008年下降0.35个百分点。
（七）政府性基金和附加征收解缴规范。电网企业严格按照国家文件规定的范围和标准，向电力用户征收重大水利工程建设基金（原三峡基金）、城市公用事业附加、大中型水库移民后期扶持资金、可再生能源附加和地方小水库移民后期扶持资金等政府性基金和附加，没有擅自扩大征收范围和提高征收标准。
（八）能够履行电价电费信息报送义务。电力企业内部建立了分工明确、流转顺畅的电力监管信息报送机制，并按照职责分工落实到部门和具体责任人，能够按照要求及时报送电价电费信息。
二、存在问题
2010年5月，电监会组织对内蒙、吉林、甘肃、江苏、河南、湖南、广西、云南等8省（区）的电价执行及电费结算情况进行了重点检查，通过检查发现有的地区，少数企业仍然存在违反国家电价、电费结算政策的行为。
（一）电价政策执行中存在的主要问题
1、部分省（区）自行出台优惠电价政策，助长了高耗能企业盲目发展，增加了电网、发电企业的经营负担。
一些高耗能产业比重较大的省份，针对经济增长放缓、高耗能企业生产经营困难等情况，超越电价管理权限，自行出台优惠电价政策，虽然对部分停产半停产企业恢复生产，对当地经济增长起到了一定作用，但是这违反了国家电价政策，不利于国家节能减排政策的落实和产业结构的调整。优惠电价政策大多采取由电网、电厂和煤炭企业等多方共担的方式降低电价，加重了电网企业和发电企业的经营负担。如内蒙古、陕西、甘肃、青海、宁夏、河南、湖南、四川、广西、云南等省区均不同程度地存在优惠电价问题（注：2010年6月，经国家发展改革委等六部委联合督查，以上地区存在的优惠电价问题基本得到了纠正）。其中甘肃、青海、湖南等省是以省政府及其有关部门的名义发文进行电价优惠，河南、广西等省区是未经批准，以大用户直供或峰谷电价的名义进行电价优惠。如河南省发电企业上网电量中，存在省内开拓、扶持黄淮四市、大用户直购交易、省外送出、自备电厂转移等多达十余种省内自行出台的低于国家批复电价水平的优惠电价政策，最低的优惠电价比国家批复上网电价每千瓦时低0.10元。仅以大用户直购电名义开展的交易中，优惠金额就达18.5亿元。
