而电力行业协会组织企业约定直供电交易价格，属于组织本行业的经营者达成价格垄断协议。
另一方面，由于设计院参与的传统业务为智力密集型，资金投入较小而盈利率较高，故设计院资金情况大都良好(但不排除一些电力设计院已经大规模参与EPC类总承包项目导致资金链紧张的情况)，有较大量的可用银行存款，可以投入广义配网类示范工程，用于工程的建设及运营阶段。一是可以投资增量配网参与售电。
3.2广义配网与电力设计院结合的必要性虽然电力设计院在项目建设及运营阶段有其经验方面的缺陷，但不可否认其在商业模式的设想、项目方案的规划，具体方案的细化方面有期得天独厚的优势，且广义配网类项目的建设目标往往不单单有经济性，还有部分需要去承担的社会责任。合适的规划可以带来经济性和安全性，反之亦然，故需要将设计院进行利益捆绑。从业主角度，如自身对方案无非常专业的判断能力，必然希望提供规划设计服务的设计院能对方案的实施效果有相应的保证，但设计院作为非运营方，又无对方案实施效果作出承诺的意愿，即使作出了承诺，其中应对成分也是居多。发电企业是设计院长期的合作单位，发电企业在电源投资上有比较充足的经验，但是关于电改和增量配网，大多数发电企业还缺乏系统的研究和认识。3.1电力设计院与广义配网结合的可行性增量配电网是面向社会资本开放的，电力设计院必然可以参与。
而设计院由于本身的轻资产，如有战略规划调整的意愿，更多的参与运营、售电类的业务，就需要更多的资金注入，这就需要电力设计院对资产进行增重，故我们觉得参与广义配网类项目既是现有状态下可行之事，又是利于将来的必行之事。03设计院参与广义配网的发展定位广义配电网火热，设计院发展形势冷淡，在这一冷一热之间，是否能找到新的利益连接点，或者说，电力设计院是否需要去拓展传统业务，参与新兴的广义配网工程呢?答案是肯定的。而在这之前，只能是根据现有资料和算法，进行逐个机位的充分分析，尽量降低风险程度而已。
首先要保证测风塔实测的环境湍流强度具有代表性，然后再用合理的算法/软件计算到每个机位。但对复杂地形项目，微观选址过程中的一个难点就是评估设计湍流强度严重影响电力行业的产业转型升级乃至电力安全稳定供应。煤电企业的持续亏损和高负债，将影响企业的正常经营和企业职工队伍稳定。
持续亏损将威胁煤电行业健康发展在成本因素方面，2017年煤电行业燃料成本将比上年大幅上涨。5月4日，《证券日报》报道，16家电企一季度集体亏损。
不利于国有资产的保值增值。此外，煤电行业环保投入成本继续增加。其中，一季度五大发电集团火电亏损加剧，利润同比下降119.7%。其中，亏损额最高的电企分别是漳泽电力、华银电力和内蒙华电。
近日，国家发展改革委发布消息称，一季度全国用电量增长较快，供应结构继续优化。分析机构认为，2017年以来，电煤价格仍处于高位运行状态，以2017年全年电煤价格较3月份水平下降5%水平测算，除华东、华南地区处于微利状态外，其它地区煤电企业均将面临大面积亏损。可见，2017年煤电行业成本继续大幅上涨，收入反而继续下降，仍然不能将上涨的成本有效疏导，若后续煤价不能有效回调至合理区间，将导致煤电行业整体亏损，负债率迅速攀升，也将导致发电行业利润大幅下降，甚至出现整体亏损。电煤价格上涨、交易电量比例提高、发电结算电价继续下降等问题造成发电企业经营问题突出，煤电企业成本难以及时有效向外疏导，重点发电企业煤电板块已出现全面亏损。
市场化交易方面煤电行业让利规模超过上年。4月《中国电力企业管理》多方面原因导致发电亏损目前我国电力存在较为严重的产能过剩，从需求方来说，在我国经济下行压力不断增大的背景下，中国电力企业联合会预测今年用电量增速将只有3%，增长缓慢。
自备电厂装机容量仍快速增长，进一步加剧了电力供应能力过剩风险。但与此同时，火电利用小时继续下降，电力行业产能过剩风险继续积聚。
因此，国家发展改革委表示，要进一步深化电力体制改革，落实优先发电优先购电制度，继续推进电力直接交易，提高电力运行调节水平。如果电改进行到位，电厂可以在交易平台上与购电企业直接对接，通过提前签约等方式了解购电企业的实际需求，根据需求量自行安排下一年度的发电量，通过精准发电的方式减少电力的浪费，改善电力过剩的状况，电价才能有所回升。极有可能影响电厂正常技术改造、电力安全等投资，增加安全生产隐患。在收入因素方面，2016年煤电标杆电价下调3分钱/千瓦时的影响在2017年继续延续。2016年全国火电设备利用小时降至4165小时，预计今年全年火电设备利用小时再下降100小时左右。由于下跌速度较缓，持续处于高位的煤价使煤电矛盾不断升级。
从供给方来说，由于目前市场化改革尚不到位，火电、核电、风电等项目由发改、能源等部门审批，生产出来的电力均由电网公司按照定价收购，因此部分电厂不顾实际情况，只要能拿到批复和贷款，就不断建设，进一步加重了电力过剩的情况。煤电设备利用小时继续下降导致发电边际成本继续上升。
报道称，根据东方财富Choice数据统计，在38家电企中，有16家一季度净利润亏损，19家电企净利润同比下滑。但在市场化交易推广后，电企可以自行调节价格，虽然煤价仍会出现波动，但电价也会随之调整，电企受到的影响就会减少。
而在煤炭价格方面，在市场化交易机制未能制定的今天，国家只能不断助推煤企与电企签订中长期合同，尽可能保持煤电价格的联动性与稳定性，但签约后仍有一定的违约率，煤价上涨时煤企为获利可能违约，煤价下跌时电企则有可能解约。中国能源网首席信息官韩晓平接受采访时表示。
此外，市场化交易电量中的环保电价补贴难以落实。增加煤炭有效供应，督促煤电签订和履行电煤中长期合同，促使煤炭价格尽快回归合理区间，减轻煤电企业经营困难5月4日，《证券日报》报道，16家电企一季度集体亏损。4月《中国电力企业管理》多方面原因导致发电亏损目前我国电力存在较为严重的产能过剩，从需求方来说，在我国经济下行压力不断增大的背景下，中国电力企业联合会预测今年用电量增速将只有3%，增长缓慢。
2016年全国火电设备利用小时降至4165小时，预计今年全年火电设备利用小时再下降100小时左右。自备电厂装机容量仍快速增长，进一步加剧了电力供应能力过剩风险。
可见，2017年煤电行业成本继续大幅上涨，收入反而继续下降，仍然不能将上涨的成本有效疏导，若后续煤价不能有效回调至合理区间，将导致煤电行业整体亏损，负债率迅速攀升，也将导致发电行业利润大幅下降，甚至出现整体亏损。报道称，根据东方财富Choice数据统计，在38家电企中，有16家一季度净利润亏损，19家电企净利润同比下滑。
从供给方来说，由于目前市场化改革尚不到位，火电、核电、风电等项目由发改、能源等部门审批，生产出来的电力均由电网公司按照定价收购，因此部分电厂不顾实际情况，只要能拿到批复和贷款，就不断建设，进一步加重了电力过剩的情况。在收入因素方面，2016年煤电标杆电价下调3分钱/千瓦时的影响在2017年继续延续。
中国能源网首席信息官韩晓平接受采访时表示。电煤价格上涨、交易电量比例提高、发电结算电价继续下降等问题造成发电企业经营问题突出，煤电企业成本难以及时有效向外疏导，重点发电企业煤电板块已出现全面亏损。市场化交易方面煤电行业让利规模超过上年。分析机构认为，2017年以来，电煤价格仍处于高位运行状态，以2017年全年电煤价格较3月份水平下降5%水平测算，除华东、华南地区处于微利状态外，其它地区煤电企业均将面临大面积亏损。
其中，亏损额最高的电企分别是漳泽电力、华银电力和内蒙华电。煤电设备利用小时继续下降导致发电边际成本继续上升。
但在市场化交易推广后，电企可以自行调节价格，虽然煤价仍会出现波动，但电价也会随之调整，电企受到的影响就会减少。极有可能影响电厂正常技术改造、电力安全等投资，增加安全生产隐患。
如果电改进行到位，电厂可以在交易平台上与购电企业直接对接，通过提前签约等方式了解购电企业的实际需求，根据需求量自行安排下一年度的发电量，通过精准发电的方式减少电力的浪费，改善电力过剩的状况，电价才能有所回升。因此，国家发展改革委表示，要进一步深化电力体制改革，落实优先发电优先购电制度，继续推进电力直接交易，提高电力运行调节水平。
