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國家能源局
監管公告
2016年第10號
（總第43號）
2015年全國電力調度交易與市場秩序
監管報告
二〇一六年四月
為進一步規范電力調度交易工作，維護電力市場秩序，按照《國家能源局關于印發2015年市場監管重點專項監管工作計劃的通知》（國能監管〔2015〕183號）部署，2015年6月至7月，國家能源局組織各派出機構開展了全國電力調度交易與市場秩序專項監管。本次監管時間范圍為2014年1月1日至2015年6月30日，覆蓋了我國境內除西藏外的全部省份（直轄市、自治區），涉及300余家電網企業、發電企業以及電力用戶。各派出機構通過對相關數據匯總分析、與電力企業座談、詢問有關人員、調閱資料、調取調度自動化系統（EMS）和“兩個細則”（《并網發電廠輔助服務管理實施細則》與《發電廠并網運行管理實施細則》）技術支持系統歷史數據以及使用電力系統專業分析工具（PSASP軟件）計算等方式，對相關企業進行了檢查。在對各派出機構監管情況的匯總、分析、提煉以及與電力企業溝通基礎之上，形成本報告。
一、基本情況
（一）全國電力市場基本情況
截至2014年底，全國全口徑發電裝機容量13.6億千瓦，同比增長8.7%；220千伏及以上輸電線路回路長度57.6萬千米，同比增長5.2%，220千伏及以上公用變設備容量30.3億千伏安，同比增長8.8%；2014年全國發電量5.55萬億千瓦時，同比增長3.6%,6000千瓦及以上發電機組平均利用小時數4286小時，同比降低235小時。
2014年，全國省級及以上統調機組上網電量4.27萬億千瓦時，江蘇、廣東以及山東統調機組上網電量位居前三，具體情況見圖1-1。
2014年，全國共備案電力交易合同5030份；全國41家省級及以上電網企業應向發電企業支付合同費用1.8651萬億元，實際支付1.8646萬億元，電費結算率99.98%。實際電費結算中，承兌匯票占全部實付電費的5.97%，其中：國家電網系統6.31%，南方電網系統0.33%，內蒙古電力（集團）公司45.09%。內蒙（蒙西地區）、寧夏、青海、甘肅省電力公司支付給電廠承兌匯票占總電費的比例超過40%。具體見圖1-2。
（二）電力調度情況
2014年，全國范圍內電力調度機構總體上能夠按照公平、透明的原則安排電力生產，不斷優化電網運行方式，披露和公開相關信息，較好地完成了電力生產組織任務，確保了電網安全穩定運行。
專欄1：華東區域電網備用共享機制提高電網經濟安全性
2014年，賓金直流760萬千瓦滿送浙江電網后，浙江電網系統旋轉備用需求劇增，華東電網公司出臺了《華東電網運行備用調度管理規定（試行）》(華東調〔2014〕91號)，在國內建立了首個區域級的系統旋轉備用共享機制，很大程度上降低了浙江電網需要承擔的旋轉備用。在2015年上半年發生的賓金單極閉鎖和另一極緊急降功率運行故障事件中，賓金直流損失功率近600萬千瓦，由于華東電網互濟功能充分發揮，浙江拉閘限電得以避免。
2014年，全國省級及以上新增統調發電裝機容量8403萬千瓦（見圖1-3），其中新疆統調、國網統調、浙江統調新增機組居前三。全年形成新增機組調試期電量差額資金約15.72億元。
（三）電力交易及合同執行情況
1. 電力直接交易
2014年，全國電力直接交易合同電量為1516億千瓦時，實際執行1493.2億千瓦時，完成率98.5%，其中蒙西、廣東、山西統調機組的實際電力交易電量位居全國前三，分別達到361億千瓦時、151.6億千瓦時、121億千瓦時。具體情況見圖1-4。
圖1-4 省級及以上統調機組電力直接交易情況
（注：部分省份為價差傳導；未出現的省級及以上統調機組費用為0）
2. 跨省區交易
2014年，全國跨省區交易電量達到8842億千瓦時。其中，計劃安排和地方政府間協議仍是確定跨省（區）交易電量和交易價格的主要形式。
3. 發電權交易
2014年，全國發電權交易電量1237.5億千瓦時，其中江蘇、浙江、遼寧的發電權交易電量位居全國前三，具體見圖1-5。
注：其中江西、重慶、河南、湖南、貴州未提供電價數據。
4. 電力輔助服務交易
2014年度全國省級及以上統調發電企業輔助服務補償交易費用30.36億元，華北、山西、陜西位居全國前三，詳見圖1-6。
5. 基數合同執行
2014年全國共有105家電廠年度基數電量計劃完成率超過年度計劃的3％，部分基數合同完成率相差較大，其中甘肅、云南、黑龍江合同執行率均方差（均方差是差異性的一種表示，均方差越大，表示差異越顯著）居全國前列。
二、存在的問題
（一）現有大電網優勢發揮不夠充分，資源優化配置能力不足
近年來，我國“三北”、“西南”地區出現較為嚴重的棄風、棄光、棄水、棄核問題，且日益突出；與此同時，大型、高效燃煤機組調峰任務增多，利用小時逐年下降，開機負荷率也明顯降低，主要體現在以下幾個方面：
1. 按照行政區劃分調度控制區，控制區范圍縮小
目前，我國大部分調度獨立控制區按行政區劃設置；同時，個別長期一體化運行的區域，出現了發電調度運行“化區域為省”的現象，導致出現負荷峰谷互補能力有所降低、備用容量和調頻需求增加、電網運行難度增加、資源優化配置能力下降等問題。
專欄2：部分獨立控制區設置不利于整體資源優化配置
建國后，京津唐電網長期為統一調度區。2009年，華北電網公司根據國家電網公司要求調整了調度管轄范圍，天津市電力公司獨立制定日發電計劃。京津唐地區電力系統運行出現了調頻備用等輔助服務需求增加、省間聯絡線控制難度加大等問題。從實際運行情況來看，天津電網2014年被取消獨立控制區205次，其中冬季供熱期123次，以滿足冀北風電夜間消納、京津唐全區系統備用、天津電網發電廠檢修試驗等需求。
2. 按較小控制區安排開機，電力系統旋轉備用偏高
當前電力調度普遍采用分調度區獨立的原則安排旋轉備用，除華東進行區域旋轉備用共享嘗試外，其他區域普遍沒有統一按照區域預留旋轉備用，現有大電網互聯互濟的作用未能充分發揮。在分省備用的情況下，不少省份實際旋轉備用偏高。
專欄3：部分省網電力系統旋轉備用偏高
1. 2014年1月10日，河南省電網旋轉備用率20.9%；2015年1月10日，河南省電網旋轉備用率19.2%。
2. 江蘇省電網2015年2、3月份平均旋轉備用率分別為10.90%與9.50%。
3. 調峰缺乏激勵機制，電力企業建設運行調峰電源積極性不高
有償調峰等輔助服務缺乏市場定價機制，機組電力的價值難以有效體現。近階段，新建機組以發電量最大化為目標，長遠上看削弱了電網調峰能力，降低了電力系統運行效率。
專欄4：現行機制調峰激勵不足，電源深度調峰能力受限
四川為水電大省，需要大量調峰電源，但是經濟激勵措施不夠，燃煤機組調峰缺乏積極性。2014年，實際運行中燃煤機組最低負荷均高于50%，不及行業一般水平，間接影響了水電消納。
（二）部分電力調度機構管理不夠規范，發電機組并網運行管理嚴肅性不足
為保證電力系統安全、穩定、經濟運行，各有關部門依據法律法規制定了系統的標準、規程、規范性文件，但部分電力調度機構管理不夠規范。
1.部分電力調度機構對合同約定重視不足，年度合同執行率偏差大
部分電力調度機構對電量合同約定重視不足，中長期合同執行偏差大。蒙西、寧夏等地，部分年度合同執行完成率偏差超2%，違反了《國家發改委關于加強和改進發電運行調節管理的指導意見》（發改運行〔2014〕985號）和《關于學習貫徹<國家發改委關于加強和改進發電運行調節管理的指導意見>有關要求的通知》（國能綜監管〔2014〕567號）等文件要求。
專欄5：蒙西、寧夏等地基數合同完成率偏差較大
1.2014年蒙西電網主要公用電廠合同執行完成率偏離計劃2%的情形較為普遍。完成率最高的豐鎮發電廠、匯能蒙南發電廠分別完成調控目標的140.91%、105.24%；完成率最低的北方臨河熱電廠、京泰電廠分別完成調控目標的80.92%、86.92%。
2.寧夏電網常規燃煤機組基數合同完成率均方差達到了24%，各個電廠之間差別較大。22個電廠中有3個電廠基數合同完成率超過120%，分別是：國電石電一廠、國電石電二廠、中寧二廠；同時有3個電廠基數合同完成率不足95%，分別是：華電靈武二廠、神華國能鴛鴦湖電廠、京能寧東電廠。
2.部分電力調度機構管理不規范，不符合國家相關規定
部分電力調度機構管理不規范，日常工作不嚴格，存在無協議調度、違規免考核、漏考核行為。
專欄6：遼寧、北京、吉林、青海存在電力調度不規范等問題
1.遼寧電力調度分別于2014年5月3日、2014年7月11日至2015年1月22日無并網調度協議調度華潤錦州迎東風電場、華潤錦州千軍風電場運行。
2.北京市電力調度個別運行記錄不完整。經抽查，2015年5月27日7:03調度機構相關人員記錄了京西電廠#4、#5機跳閘的原因，未記錄跳閘時間等重要參數，相關信息僅填寫在故障簡報中。
3.吉林省電力調度未按規定開展風電并網運行管理。
4.青海省電力調度未按規定將風電、光伏發電納入并網運行管理機制與輔助服務補償機制。
專欄7：湖南、西北、陜西、寧夏、青海電力調度機構違規免考核
1. 2014年湖南省調報送監管機構機組非計劃停運次數為33臺次，漏報非停2次，分別為2014年3月31日雙洲電廠#1機跳機和2014年12月30日益陽電廠#3機跳機。
2. 西北網調未考核非停2臺次，分別是2014年4月26日韓城二廠#2機跳機，2014年5月17日渭河二廠#5機跳機；陜西省調未考核非停2臺次，分別是2014年8月2日銅川電廠#2機跳機，2014年9月29日蒲城電廠#3機跳機；寧夏調度未考核非停1臺次，2014年7月31日青鋁自備電廠#1機跳機；青海省調在發電機組非計劃停機考核中擅自降低考核標準，并未考核非停2臺次，分別是2014年5月25日唐湖電廠#2機跳機，2014年4月29日江源電廠#1機跳機。上述行為涉及少考核金額共計13萬元。
專欄8：江蘇、山西未開展基本調峰能力下降考核
1. 2015年5月16日，國電常州電廠#1、#2機組功率上限下降；2015年5月16、17日，新海#15、#16機組功率下限上升，江蘇省調未對以上發電機組缺陷造成的可調出力變化進行考核。
2. 2015年2月8日山西省河曲電廠#4機組因爐壁溫高影響出力250MW，神東電廠因引風機B出力不足影響出力10MW，山西省調未進行考核。
3. 部分調度機構輔助服務技術支持系統運維有待完善，并網運行信息披露工作有待規范
部分調度機構輔助服務技術支持系統出現計算錯誤，并網運行信息披露工作有待規范。
專欄9：上海、福建并網運行考核與輔助服務補償管理技術支持系統有待完善
1. 2014年上海市調并網運行考核與輔助服務補償管理技術支持系統曾發生3次計算錯誤，1次數據庫更新不及時，影響了運行結果結算進度。
2. 福建省調現有技術支持系統無法在考核明細中直接提出免考核申請，需要人工處理，增加了省調和發電企業管理人員工作量，易出現漏考、誤考。
專欄10：部分電力調度交易機構對并網運行信息披露、公開與報送等不規范
1. 2014年國家電網公司將輸電網絡拓撲圖作為“商密二級”進行管理，部分電力調度交易機構以此為由，未嚴格執行原國家電監會第14號令《電力企業信息披露規定》關于向調度范圍內的發電企業披露輸電網結構圖的有關規定。
2. 國網所轄電力調度交易機構未按照《電力調度機構信息報送與披露辦法》（辦輸電〔2011〕65號）規定披露電網阻塞、日后發電量、日前計劃等信息。
3. 截至檢查之日，華東電網公司、上海市電力公司信息披露平臺不夠完善，對于每日事前、事后分別披露的各電廠發電計劃和發電量等情況，任一發電企業不能瀏覽所有發電企業信息。安徽省電力公司年度發電量計劃披露時間較晚，2015年政府發電計劃于2015年4月下達，但截至現場檢查時間（7月7日），相關信息仍未按規定披露。
4. 西北網調未向西北能源監管局定期報送月度、年度電力調度信息，未及時上報發電廠并網運行管理考核和輔助服務補償結果及明細，而且上報統計結果中多次出現錯誤。陜西省電力公司未報送監管信息統計平臺系統運行月報及年報。
5. 河北省電力公司調度信息發布披露平臺存在關鍵輸電斷面、各風電場電量等有關數據顯示不夠完整、部分信息和數據更新較慢的問題。
4. 個別調度機構自行出臺考核規定，違反國家有關規定
目前，對發電廠的考核應該以國家能源局6個區域局制定的“兩個細則”為依據。但個別調度機構違規出臺了與“兩個細則”不相符的考核規定。
專欄11：江蘇省調違規制定免考核統計辦法
江蘇省調違反《發電廠并網運行管理規定》（電監市場〔2006〕42號）以及《華東區域發電廠并網運行管理實施細則》，違規制定《江蘇電網統調發電機組非計劃停運考核統計規定》，規定免考免記錄條款，降低非計劃停運考核的要求，免非停考核共5次，涉及考核金額126.42萬元。
（三）電力直接交易行為存在政府干預、違背交易規則、未按有關政策執行等問題
在電力直接交易總量和覆蓋省份不斷增長的同時，部分地方出現了有關部門干預交易、電網企業未執行國家核定輸配電價、重視電量交易而忽略電力運行特性等問題。
專欄12：部分省份地方政府干預電力直接交易
1.廣西工信委下發《關于調整2014年廣西火電廠電量預期調控目標的通知》（桂工信能源〔2014〕904號）、《關于下達2015年廣西發電量預期調控目標的通知》（桂工信能源〔2015〕73號），組織廣西投資集團下屬的1家用戶與4家發電企業（3家火電企業、1家水電企業）開展直接交易，在下達2014年度火電廠發電量調整后的預期調控目標以及2015年度預期調控目標時，直接下達4家發電廠直接交易計劃。其中，2015年下達直接交易電量計劃33.7億千瓦時。
2.2015年，云南工信委發布《關于2015年云南電力市場化工作方案和實施細則》（云工信電力〔2014〕941號），規定汛期富余水電直接交易水電降價的具體幅度由政府部門指定，在撮合交易中，按發電能力占比分配市場化電量。云南省的魯布革電廠（南方電網公司所屬調峰調頻電廠）、漫灣電廠等電廠按照發電能力安排年度基數電量計劃，有選擇性的未參與市場化交易。
專欄13：部分省份電力用戶與發電企業直接交易組織不規范
1. 新疆電力交易機構在2015年第一批電力直接交易撮合過程中，交易公告的規則發布不完整，執行的交易出清規則不符合能源監管機構印發的大用戶直接交易競價交易規則有關規定。
2. 廣西電力直接交易未按要求進行信息披露。
專欄14：部分省份在電力直接交易中未執行國家核定的輸配電價
國家價格主管部門先后核定了福建、甘肅、安徽、浙江、江蘇、重慶、黑龍江、湖南、貴州、云南、河南等省份的用戶直接交易輸配電價。但云南、湖南、甘肅等省份在開展電力直接交易工作中未執行國家核定的輸配電價，河南省在部分電力直接交易中有選擇的未執行國家核定輸配電價。
專欄15： 電力直接交易存在不重視電力特性造成合同執行困難等問題
目前電力調度交易機構組織電力用戶直接交易過程中，僅考慮中長期合同，對電力特性重視不足，一方面導致市場價格不能體現電力的時間信號和位置信號，另一方面導致通過安全校核的中長期直接交易屢屢不能執行。例如云南交易機構為防止因交易出現棄水，出現了不斷修改直接交易成交結果情況，甘肅、內蒙等省區也存在部分交易無法執行的情況。
（四）部分跨省區交易不規范，難以充分優化配置資源
除指令性的跨省區送電外，按照國家有關規定,跨省區交易應以市場為導向,以滿足各地電力需求和實現資源優化配置為目標,按照市場交易規則組織交易。但部分電網公司未按照國家政策和規則要求的市場原則組織規范、合理的跨省區交易；個別地方政府部門干預市場，影響電能資源合理流動。
專欄16：跨省區交易市場化程度低
1. 江西省能源局對江西省電力公司參與跨省跨區市場交易作出規定，要求年度外購電計劃不得超過100億千瓦時（含三峽、葛洲壩國家計劃電量），臨時（3天以內）和短期（3-10天）購電計劃不得超過10億千瓦時。且要求江西省電力公司在發生購電需求時，要事先征得江西省能源局同意。2014年江西省能源局還要求江西省電力公司退還了市場化交易電量7.33億千瓦時。
2. 國家電網公司通過計劃形式安排跨省區電能交易。2014年，國家電網分配湖南省跨省區外購電計劃152.7億千瓦時。其中：國家指令性計劃97.8億千瓦時（三峽79.6億千瓦時，葛洲壩18.2億千瓦時）；國網計劃交易54.9千瓦時（特高壓購華北32.6億千瓦時，購西北22.3億千瓦時）。由于水電大發，夏季用電負荷不高，雖然經多次協調，但交易結果仍達到了42.71億千瓦時（主要以煤電為主，其中特高壓購華北26.66億千瓦時，購西北電量16.05億千瓦時），湖南省內發電空間受到大幅擠壓，全省統調公用火電機組年均利用小時低至3300小時。火電企業普遍要求調減跨省區外購的、非國家指令性計劃電量（主要指火電）。
3. 按照年度合同計劃，2015年2月華北送華中計劃電力為61.9萬千瓦。2月12日，國家電網公司以通知形式直接調整華北電網公司與華中電網公司跨省區交易合同，將華北送華中電力臨時調整為100萬千瓦，由湖北、湖南、江西按比例消納。
4. 2014年，新疆電力交易中心召集外送電量完成率比較低的神華五彩灣電廠、阿拉爾盛源電廠、徐礦阿克蘇電廠、國電庫車電廠等發電企業，要求未發外送電量指標無償轉讓，并指定轉讓給華電烏魯木齊熱電廠、國網能源哈密電廠、國網能源和豐電廠和大唐呼圖壁熱電廠等發電企業，涉及外送電量5.51億千瓦時。
5.2015年，廣東和云南省政府有關部門同意在省間年度送電計劃外，組織云南富余水電送廣東掛牌交易。交易過程中，市場主體沒有參與商談，而是政府部門代替市場主體商定價格；掛牌交易電量由南方電網公司綜合考慮送端電網火電機組最小開機方式和來水情況、省間通道在年度送電計劃外的富余能力、受端火電機組合理調峰深度等因素來確定。具體掛牌交易由云南電力交易中心組織云南省內水電企業開展。2015年3-4月掛牌價格比云南省水電機組批復上網價格降低5分/千瓦時，5-12月份降低8分/千瓦時。 2015年1-6月，共結算掛牌交易電量34.6億千瓦時。掛牌交易所產生的水電降價資金暫保留在云南電網公司，預計2015年度掛牌交易形成的降價資金約2億元，目前各方仍未明確該資金的分配規則。
專欄17：政府間協議難以落實
1. 南方區域西電東送每年都面臨著合同簽訂難的問題。 2015年度云南和貴州送廣東、云南送廣西年度交易合同，截至檢查之日仍未簽訂，形成了大規模無合同交易。
2. 2014年，國網公司、華東電網公司與省級電網公司關于三峽、川電東送、四川水電等年度電能交易合同分別于2014年7月、2014年11月才簽訂，存在購售電合同簽訂滯后問題。
專欄18：國網公司要求部分下屬公司交易價格按內部協商定價結算
為保障供電安全，京津冀電網長期統一運行管理，內部進行結算。2011年開始，按國網公司要求，京津冀分開核算，華北電網與京津冀電力公司交易價格按照內部協商定價結算。例如，與北京結算的基數容量電價為0.04167元/千瓦，基數外容量電價為0.01052元/千瓦；與冀北結算基數容量電價0.0055元/千瓦，基數外容量電價為0.01052元/千瓦；與天津結算基數容量電價0.02723元/千瓦，基數外容量電價為0.01052元/千瓦，均無國家核價文件支持。
專欄19：部分跨省區交易順序不合理
2015年5月4日，廣西電網公司與廣東電網公司簽訂了5月份臨時交易單（只有最大送電電力及曲線，不包括送電價格）。實際上廣西與廣東的臨時交易為省間電力余缺調劑，從廣西受西電電力曲線中轉讓一部分給廣東。在未滾動調整直送廣東天一、天二、龍灘年度合同分月計劃送電比例以及開展云電送桂合同轉讓的前提下，優先組織區內燃煤機組降價送電，交易順序不合理。
專欄20：部分跨省區交易資源優化配置效果不顯著
2014年跨區交易中，西北區域消納四川水電44.42億千瓦時，同期西北區域棄風18.78億千瓦時；華北消納東北風電60.1億千瓦時，同期河北地區產生棄風22.48億千瓦時。
（五）部分發電權交易未按規定進行，市場意愿體現不足
個別電力調度交易機構違反發電權交易有關規定，部分省份政府部門干預發電權交易，發電權交易體現市場意愿不足。
專欄21：部分省份發電權交易違反有關規定
1. 2015年，中電投烏蘇熱電公司和華電喀什三期發電公司替代華電喀什二期發電公司一期2×5萬關停機組發電，實際結算電價為0.348元/千瓦時，未執行被替代方批復脫硫上網電價0.363元/千瓦時，新疆電力公司違反了《西北區域發電權交易監管實施細則(修訂稿)》規定。
2. 2014年底，吉林省電力公司在全年實際發電量已基本確定的情況下，于2014年12月26日組織集中發電權交易，共交易17筆，合計交易電量53576萬千瓦時，掩蓋了吉林省各發電企業合同進度參差不齊的事實，規避合同完成率均衡性監管。
3. 專項監管期間，甘肅省電力公司未能提供甘肅華能酒泉風電與華能陜西（秦嶺）電廠發電權交易合同，存在合同簽訂時間較晚的問題。
4. 甘肅省《委托替代發電合同書》中部分合同條款不符合要求，甘肅省電力公司統一設定將沒有政府職能的國家電網公司作為合同糾紛的“仲裁者”。
（六）部分省份年度發電計劃安排不夠合理，存在隨意性
2014年，部分地區年度計劃電量安排未能體現節能減排發電調度的原則，部分調頻調峰電廠未按其功能定位確定電量計劃，部分省份年度發電計劃調整存在較大隨意性，而且部分地方政府隨意調整電力企業之間的部分電費。
專欄22：部分省份年度計劃安排欠公平、欠科學
1. 云南金安橋水電站2015年購售電合同中枯期基數電量較少，比同流域同等裝機規模水電廠平均低10%。
2. 2014年，湖南省經信委下達的發電計劃以安全約束為由，為耒陽電廠30萬千瓦機組發電小時數增加900小時，為株洲電廠增加300小時，并在下半年專函說明，年度計劃中因安全約束增加的利用小時是固定值，不參與年度電量計劃進度平衡。以上兩廠增加計劃利用小時的主要目的并非安全約束，而是運行方式安排對上述電廠發電進度平衡存在一定程度約束，并非需要絕對量的利用小時。發電企業普遍反對固化“安全約束利用小時”，要求根據全省公用火電企業計劃完成率同步調整控制。
3. 云南省魯布革電站年度計劃安排較多，基本帶基荷運行，違背其作為南方電網調頻調峰電廠功能定位原則。2014年7至9月云南省大規模棄水的背景下，魯布革電站的發電負荷率基本保持在92%至99%之間，是云南電網負荷率最高的電站。
4. 安徽省政府有關部門在安排安徽省2014年發電計劃時，將年度計劃與本地煤炭消納掛鉤，對淮北國安電廠、國電宿州電廠、大唐洛河電廠等30萬千瓦級機組發電企業增加150小時的發電利用小時數，造成煤耗排放較低的60萬千瓦機組發電份額降低。
5. 上海年度計劃抽水電量未采取公開自愿招標方式，而由上海市政府有關部門在安排年度發電量計劃時直接指定發電企業承擔。
專欄23：部分省份年度發電計劃調整不規范
2014年1-12月初，新疆地區基數電量計劃完成率最高的是國電克拉瑪依電廠，完成率達到157%，完成率最低的是阿拉爾盛源電廠，僅有82.4%。年底交易機構通過簽訂基數電量補充協議的形式，將基數電量完成率控制在99.64%-100.96%之間。調度機構未能嚴格按照交易計劃執行有關發電企業實際發電量指標，造成基數電量完成率偏差過大，再由交易機構調整交易計劃進行彌補，存在調度計劃與交易計劃不相符的情況。
專欄24：天津市有關部門違反電價有關規定，以自定容量電費方式要求電網企業向燃氣電廠支付疏導資金
2014年12月，天津市電力公司按照《關于2014年燃氣電廠電價結算有關問題的通知》（津發改價管〔2014〕1177號）要求，以容量電費名義向陳塘熱電有限公司、華電福源熱電有限公司和華能臨港熱電有限公司三家發電企業分別支付13.38億元、5.50億元和2.43億元，共計21.31億元。經核查，上述三家發電企業并不執行容量電價，不存在容量電費結算，所謂“容量電費”是電價測算與實際執行差異形成的“結余資金”。
《關于2014年燃氣電廠電價結算有關問題的通知》（津發改價管〔2014〕1177號）由天津市發改委按照市政府第二次常務會議精神印發，明確“結余資金”用于疏導燃氣電價矛盾的非居民銷售電價上調后、燃氣機組實際投運滯后、電網企業銷售收入和購電成本之間形成的資金溢余，以容量電費方式向特定的三家燃氣電廠結算分配“結余資金”。
（七）部分電網公司未按規定辦理新建電源接入電網工作
部分網省公司未落實國家能源局《新建電源接入電網監管暫行辦法》（國能監管〔2014〕107號）以及國家能源局派出機構有關文件對于制定制度、公開信息、書面答復、抄送協議的要求，在新建電源接入電網工作中存在超時限辦理以及配套送出工程滯后于電源建設進度、影響機組發電等問題。
專欄25：部分網省公司新建電源接入電網工作未按規定執行
1. 山東部分地市供電公司新建電源項目接入電網信息公開工作有待規范，未建立接入電網全過程規范管理的信息檔案制度。
2. 福建省電力公司、山西省電力公司新建電源接入電網制度及有關接網協議未向國家能源局派出機構備案；江蘇省電力公司未與發電企業簽訂接網協議。
3. 內蒙古電力（集團）公司印發《關于印發內蒙古電力（集團）有限責任公司電源項目并網管理規定（2014年版）的通知》（內電2014〔187〕號，以下簡稱“通知”），該通知部分內容與國家能源局有關要求不符：
（1）《通知》明確不適用風電、光伏發電與分布式能源項目，對保障新能源項目接入電網未做明確規定，不利于新能源發電全額保障性收購制度的落實。
（2）《通知》明確“接入系統工程由內蒙古電力（集團）公司或電源業主投資建設”，與國家發改委《關于規范電站送出工程建設與投資的通知》（發改能源〔2003〕2346號）有關規定不符。
4. 貴州省部分新建電源配套送出工程建設進度滯后于電源項目。國電貴州公司織金電廠由于電網配套工程滯后問題，倒送電等工作無法按時完成；黔桂公司盤縣電廠電網配套工程因施工受阻滯后機組投產時間6個月。
（八）新建機組進入商業運營審批取消后，電網企業相關流程的管理有待規范
國家能源局取消商業運營行政審批以后，各電網公司對相關流程的管理有待規范。在進入商業運營審核、商業運營電價執行、差額資金分配等方面，電網企業存在管理審核不嚴、執行較為隨意、占用發電企業差額資金等情形，其中，部分電網公司未對差額資金進行分配，累計沉淀近6億元。
專欄26：部分新建機組在不滿足相關條件情況下商轉
1. 廣西富川頭嶺風電場、容縣楊村風電場商轉均未取得調度機構出具的并網調試意見。廣西桂林、賀州等地級調度機構在桂林川江電站、賀州四維二級電站完成調試后，未按要求向發電企業出具并網調試意見，造成以上電站無并網調試意見商轉。
2. 山西大唐太原第二熱電廠、山西國錦煤電有限公司新建機組完成整套設備啟動試運行90天內，并未具備商業運營條件，但電網公司在未向山西能源監管辦申請核查確認進入商業運營時點的情況下，自行執行商運電價。太原第二熱電廠、宏光電廠、壽陽國新熱電、侯馬熱電、國錦煤電5家電廠未按照要求對商業運營情況進行備案。上述行為不符合《國家能源局關于取消新建機組進入商業運營審批有關事項的通知》國能監管〔2015〕18號有關規定。
（九）部分電網企業存在價格違規與財務結算不規范等問題
部分電網企業存在電費結算不公平不及時、電費結算比例不均衡、承兌匯票結算不公平等問題。
專欄27：陜西地電未及時結算部分電費
陜西地方電力公司榆林電網在用電低谷時段向陜西主網反送電量2287萬千瓦時，陜西省電力公司向榆林電網結算電費538.47萬元，截至檢查之日，榆林電網仍未向發電企業結算。
專欄28：部分省份電網企業上網電費結算滯后
1. 2015年1-5月份云南電網有限責任公司購電費支付率為97.84%，云南電網公司在1月、4月、5月未支付觀音巖電廠電費分別為1249萬元、1108萬元和176.82萬元。云南電網公司未能按時結清電費，也未向發電企業支付違約金。
2. 由于云電送廣西價格未確定，南方電網超高壓公司一直未結算2014年云南送廣西的電量13.3億千瓦時的電費，只在2014年底暫按協商的0.357元/千瓦時進行預支付。截至2015年6月30日，2015年1-5月份云南送廣西的15.33億千瓦時電量電費未支付。
專欄29：對發電企業電費結算比例不均衡
2014年12月山西省40家發電企業月底電費結算比例相差較大，最高結算至98%，最低結算為0%，結算比例50%-100%的電廠有9家，結算比例20%-40%的電廠有20家，結算比例20%以下的電廠有11家。
專欄30 ：部分省份承兌匯票收付情況
部分省份電網企業支付給發電企業的承兌匯票數量較大，從用戶側收取承兌匯票背書轉讓比例較高，向發電企業轉移了財務成本。2014年，海南電網公司、山西省電力公司、寧夏電力公司、青海省電力公司、新疆電力公司支付給發電企業的承兌匯票占匯票總額的比例分別為93.35%、98.14%、73.17%、62.34%、84.34%；2015年上半年，上述比例分別為99.94%、87.75%、77.19%、62.7%、86.57%。
備注：新疆電力公司2015年為1-5月份數據。
專欄31：個別省級電網企業違反合同約定，調增電費結算中的承兌匯票占比
因電力用戶大量采用承兌匯票繳納電費，貴州電網公司2014年、2015年1-5月份承兌匯票支付比例達到37.54%、34.2%，均超過合同約定最高30%的支付比例。
三、監管意見
（一）科學設置獨立控制區，促進資源優化配置
各電力調度機構要嚴格論證調度范圍的設定與變更，按《電網調度管理條例》規定，履行必要的報批報備程序，報電力行政主管部門。
（二）優化電網運行管理，提高系統運行效率
1. 合理安排旋轉備用容量留取方案
各有關區域電力調度機構要借鑒華東區域旋轉備用共享機制，充分利用現有大電網互聯優勢，按區域共享原則確定旋轉備用容量，進一步優化不同調度范圍旋轉備用容量。
河南、江蘇省電力調度機構要分析旋轉備用容量安排偏高的原因，科學安排開機組合，合理確定旋轉備用容量，提高發電機組負荷率，減少不必要的資源浪費。
2. 科學調度，促進不同類型發電機組優勢互補
東北、遼寧等電力調度機構，應關注并解決棄核問題，優先調度，盡量提高核電機組利用小時數，促進節能減排。
南方區域調度機構要按照調峰調頻電廠功能定位原則合理安排魯布革電站電量。
（三）重視電量合同約定，保障市場各主體公平公正
蒙西、寧夏等電力公司要加強電能交易合同管理，強化履約意識，落實與發電企業簽訂的年度購售電合同電量；加強電力公平調度、新機并網管理和機組運維管理等，平等對待發電企業，保障同類型發電機組年度合同完成水平相當。
（四）規范并網運行管理，強化調度運行管理嚴肅性
1. 杜絕無協議并網行為
遼寧省電力公司要完善并網調度協議簽訂和管理工作，盡快與相關發電企業簽訂并網調度協議，杜絕無協議并網行為。
2. 強化并網運行考核工作的嚴肅性
吉林、青海、江蘇、湖南、西北、陜西、寧夏、山西等電力調度機構要嚴格落實發電廠并網運行管理規定，省級及以上發電機組要納入并網運行考核范圍，加強非計劃停運、基本調峰等考核管理工作，對于違規豁免考核費用的，要按照規定追溯考核。
上海市、福建省電力公司要完善技術支持系統，提高系統運行的穩定性和統計工作的嚴肅性。
北京市電力調度機構要加強對調度工作人員培訓工作，完善調度記錄。
3. 嚴格落實調度信息披露及報送相關規定
國家電網公司所屬各電網公司應按《電力企業信息披露規定》，向調度范圍內的發電企業披露輸電網結構圖等信息，不能以商業機密為由拒絕。
華東、上海、安徽、西北、陜西、河北等電力公司要落實《電力企業信息披露規定》、《電力調度機構信息報送與披露辦法》等規定，加強信息披露網站建設，提高系統運行的可靠性，準確、全面地披露及報送相關信息，提高調度交易工作的透明度。
（五）規范電力直接交易，維護市場秩序
新疆電力公司應嚴格按照交易有關規則組織交易，不斷提高交易實施人員實操能力，確保交易公平性。廣西電網公司要認真做好交易信息披露工作，組織相關市場主體披露有關信息。云南、湖南、甘肅、河南等省份要嚴格執行國家核定的輸配電價。
（六）堅持市場導向，規范開展跨省跨區電能交易，促進資源優化配置
1. 堅持市場化導向，市場主體自主參與交易
國家電網公司不得以公司計劃形式代替市場交易。
新疆電力公司不得人為指定外送發電企業。
西北、華北電網公司應優化資源配置，以市場為導向促進清潔能源消納，自主開展跨省區交易。
2. 盡快分配降價資金
云南電網公司應盡快明確水電降價資金的分配方案。
3. 及時簽訂和備案跨省區電能交易合同，不得無合同交易
南方、云南、貴州、廣東、廣西等電網公司要強化合同意識，及時簽訂西電東送合同。
國家電網公司、華東電網公司及有關省級電力公司應梳理合同簽訂流程，加快三峽、川電東送、四川水電等年度跨省跨區電能交易合同簽訂，并及時備案，不得無合同交易。
4. 及時報批跨省輸電價格
國家電網公司要規范所屬電網企業之間的輸電費用結算行為，做好華北電網與北京、天津、冀北電力公司跨省輸電價格核定的準備工作。
（七）規范開展發電權交易
新疆電力公司應將發電權交易中獲得的違規收益708.75萬元退還相關發電企業，規范開展發電權交易。吉林省電力公司要嚴格執行發電權交易制度。甘肅省電力公司應及時組織交易合同簽訂和備案，調整發電權交易合同中的不合理條款。
（八）規范新建電源接入電網工作
山東省電力公司要完善新建電源項目接入電網信息，建立全過程規范管理的信息檔案制度；福建、山西省電力公司要將新建電源接入電網制度及有關接網協議向能源監管機構備案，江蘇省電力公司應盡快與發電企業簽訂接網協議；內蒙古電力（集團）公司要修訂《關于印發內蒙古電力（集團）有限責任公司電源項目并網管理規定（2014年版）的通知》（內電2014〔187〕號）有關條款；貴州電網公司要認真總結送出工程建設滯后原因，加快后續工程建設，確保新建電源項目及時送出。
（九）嚴格落實新建機組進入商業運營相關規定
廣西電網公司、山西省電力公司在新建機組未滿足進入商業運營條件情況下，不得確認轉入商業運營。
（十）落實價格政策和合同約定，及時結算電費
陜西省地方電力公司，云南電網公司要按照《發電企業與電網企業電費結算暫行辦法》（電監價財〔2008〕24號）規定，在15個工作日內結算該期上網電量電費，并及時結算拖欠發電企業電費。
海南、山西、寧夏、青海以及新疆等電網公司，在使用匯票支付方式時，應平等對待電網企業與發電企業。
貴州省電力公司應按照《購售電合同》的約定控制承兌匯票支付比例，未經雙方協商一致，承兌匯票支付比例不得超過合同約定。
四、監管建議
（一） 各地要按照國家能源局統一制定的市場規則和運營細則來開展市場建設和電力交易
各地按照國家能源局統一制定的市場規則和運營細則來開展市場建設和電力交易，不得自行其是，不得借市場化名義搞優惠電價。
（二）地方政府發電規劃和建設要考慮系統調峰需要
各省政府相關部門研究發電機組建設規模時，充分考慮系統調峰需要，配合電力市場建設的推進，合理選擇發電機組建設類型，充分發揮靈活性機組調峰作用。
（三）加強協調溝通，按照市場化原則推進直接交易
廣西自治區政府相關部門加強溝通協調，明確牽頭部門，共同推進電力用戶直接交易工作。云南省政府相關部門按照市場化原則推進電力用戶直接交易，由市場主體協商交易電量電價。江西省能源局應充分發揮市場的決定性作用，避免對跨省、跨區電力交易的過多干預。
（四）統籌核定華北區域內各電網企業輸配電價
建議國家價格主管部門盡快核定京津冀區域電網企業的輸配電價，推動各電網企業依據政策進行結算。
（五）公平公正制定年度發電計劃
建議湖南、上海、安徽、云南等政府有關部門落實國家發改委《關于加強和改進發電運行調節管理的指導意見》（發改運行〔2014〕985號）的要求，科學、公平、規范安排年度發電計劃。
監管公告
2016年第10號
（總第43號）
2015年全國電力調度交易與市場秩序
監管報告
二〇一六年四月
為進一步規范電力調度交易工作，維護電力市場秩序，按照《國家能源局關于印發2015年市場監管重點專項監管工作計劃的通知》（國能監管〔2015〕183號）部署，2015年6月至7月，國家能源局組織各派出機構開展了全國電力調度交易與市場秩序專項監管。本次監管時間范圍為2014年1月1日至2015年6月30日，覆蓋了我國境內除西藏外的全部省份（直轄市、自治區），涉及300余家電網企業、發電企業以及電力用戶。各派出機構通過對相關數據匯總分析、與電力企業座談、詢問有關人員、調閱資料、調取調度自動化系統（EMS）和“兩個細則”（《并網發電廠輔助服務管理實施細則》與《發電廠并網運行管理實施細則》）技術支持系統歷史數據以及使用電力系統專業分析工具（PSASP軟件）計算等方式，對相關企業進行了檢查。在對各派出機構監管情況的匯總、分析、提煉以及與電力企業溝通基礎之上，形成本報告。
一、基本情況
（一）全國電力市場基本情況
截至2014年底，全國全口徑發電裝機容量13.6億千瓦，同比增長8.7%；220千伏及以上輸電線路回路長度57.6萬千米，同比增長5.2%，220千伏及以上公用變設備容量30.3億千伏安，同比增長8.8%；2014年全國發電量5.55萬億千瓦時，同比增長3.6%,6000千瓦及以上發電機組平均利用小時數4286小時，同比降低235小時。
2014年，全國省級及以上統調機組上網電量4.27萬億千瓦時，江蘇、廣東以及山東統調機組上網電量位居前三，具體情況見圖1-1。
圖1-1 全國省級及以上統調機組上網電量柱狀圖
2014年，全國共備案電力交易合同5030份；全國41家省級及以上電網企業應向發電企業支付合同費用1.8651萬億元，實際支付1.8646萬億元，電費結算率99.98%。實際電費結算中，承兌匯票占全部實付電費的5.97%，其中：國家電網系統6.31%，南方電網系統0.33%，內蒙古電力（集團）公司45.09%。內蒙（蒙西地區）、寧夏、青海、甘肅省電力公司支付給電廠承兌匯票占總電費的比例超過40%。具體見圖1-2。
圖1-2 全國省級及以上統調機組上網費用實際支付和承兌匯票支付圖
（二）電力調度情況
2014年，全國范圍內電力調度機構總體上能夠按照公平、透明的原則安排電力生產，不斷優化電網運行方式，披露和公開相關信息，較好地完成了電力生產組織任務，確保了電網安全穩定運行。
專欄1：華東區域電網備用共享機制提高電網經濟安全性
2014年，賓金直流760萬千瓦滿送浙江電網后，浙江電網系統旋轉備用需求劇增，華東電網公司出臺了《華東電網運行備用調度管理規定（試行）》(華東調〔2014〕91號)，在國內建立了首個區域級的系統旋轉備用共享機制，很大程度上降低了浙江電網需要承擔的旋轉備用。在2015年上半年發生的賓金單極閉鎖和另一極緊急降功率運行故障事件中，賓金直流損失功率近600萬千瓦，由于華東電網互濟功能充分發揮，浙江拉閘限電得以避免。
2014年，全國省級及以上新增統調發電裝機容量8403萬千瓦（見圖1-3），其中新疆統調、國網統調、浙江統調新增機組居前三。全年形成新增機組調試期電量差額資金約15.72億元。
圖1-3 全國省級及以上新增統調發電裝機容量柱狀圖
（三）電力交易及合同執行情況
1. 電力直接交易
2014年，全國電力直接交易合同電量為1516億千瓦時，實際執行1493.2億千瓦時，完成率98.5%，其中蒙西、廣東、山西統調機組的實際電力交易電量位居全國前三，分別達到361億千瓦時、151.6億千瓦時、121億千瓦時。具體情況見圖1-4。
圖1-4 省級及以上統調機組電力直接交易情況
（注：部分省份為價差傳導；未出現的省級及以上統調機組費用為0）
2. 跨省區交易
2014年，全國跨省區交易電量達到8842億千瓦時。其中，計劃安排和地方政府間協議仍是確定跨省（區）交易電量和交易價格的主要形式。
3. 發電權交易
2014年，全國發電權交易電量1237.5億千瓦時，其中江蘇、浙江、遼寧的發電權交易電量位居全國前三，具體見圖1-5。
圖1-5省級及以上統調機組發電權交易情況
注：其中江西、重慶、河南、湖南、貴州未提供電價數據。
4. 電力輔助服務交易
2014年度全國省級及以上統調發電企業輔助服務補償交易費用30.36億元，華北、山西、陜西位居全國前三，詳見圖1-6。
圖1-6省級及以上統調機組輔助服務補償費用情況
注：未出現的省級及以上統調機組費用為05. 基數合同執行
2014年全國共有105家電廠年度基數電量計劃完成率超過年度計劃的3％，部分基數合同完成率相差較大，其中甘肅、云南、黑龍江合同執行率均方差（均方差是差異性的一種表示，均方差越大，表示差異越顯著）居全國前列。
二、存在的問題
（一）現有大電網優勢發揮不夠充分，資源優化配置能力不足
近年來，我國“三北”、“西南”地區出現較為嚴重的棄風、棄光、棄水、棄核問題，且日益突出；與此同時，大型、高效燃煤機組調峰任務增多，利用小時逐年下降，開機負荷率也明顯降低，主要體現在以下幾個方面：
1. 按照行政區劃分調度控制區，控制區范圍縮小
目前，我國大部分調度獨立控制區按行政區劃設置；同時，個別長期一體化運行的區域，出現了發電調度運行“化區域為省”的現象，導致出現負荷峰谷互補能力有所降低、備用容量和調頻需求增加、電網運行難度增加、資源優化配置能力下降等問題。
專欄2：部分獨立控制區設置不利于整體資源優化配置
建國后，京津唐電網長期為統一調度區。2009年，華北電網公司根據國家電網公司要求調整了調度管轄范圍，天津市電力公司獨立制定日發電計劃。京津唐地區電力系統運行出現了調頻備用等輔助服務需求增加、省間聯絡線控制難度加大等問題。從實際運行情況來看，天津電網2014年被取消獨立控制區205次，其中冬季供熱期123次，以滿足冀北風電夜間消納、京津唐全區系統備用、天津電網發電廠檢修試驗等需求。
2. 按較小控制區安排開機，電力系統旋轉備用偏高
當前電力調度普遍采用分調度區獨立的原則安排旋轉備用，除華東進行區域旋轉備用共享嘗試外，其他區域普遍沒有統一按照區域預留旋轉備用，現有大電網互聯互濟的作用未能充分發揮。在分省備用的情況下，不少省份實際旋轉備用偏高。
專欄3：部分省網電力系統旋轉備用偏高
1. 2014年1月10日，河南省電網旋轉備用率20.9%；2015年1月10日，河南省電網旋轉備用率19.2%。
2. 江蘇省電網2015年2、3月份平均旋轉備用率分別為10.90%與9.50%。
3. 調峰缺乏激勵機制，電力企業建設運行調峰電源積極性不高
有償調峰等輔助服務缺乏市場定價機制，機組電力的價值難以有效體現。近階段，新建機組以發電量最大化為目標，長遠上看削弱了電網調峰能力，降低了電力系統運行效率。
專欄4：現行機制調峰激勵不足，電源深度調峰能力受限
四川為水電大省，需要大量調峰電源，但是經濟激勵措施不夠，燃煤機組調峰缺乏積極性。2014年，實際運行中燃煤機組最低負荷均高于50%，不及行業一般水平，間接影響了水電消納。
（二）部分電力調度機構管理不夠規范，發電機組并網運行管理嚴肅性不足
為保證電力系統安全、穩定、經濟運行，各有關部門依據法律法規制定了系統的標準、規程、規范性文件，但部分電力調度機構管理不夠規范。
1.部分電力調度機構對合同約定重視不足，年度合同執行率偏差大
部分電力調度機構對電量合同約定重視不足，中長期合同執行偏差大。蒙西、寧夏等地，部分年度合同執行完成率偏差超2%，違反了《國家發改委關于加強和改進發電運行調節管理的指導意見》（發改運行〔2014〕985號）和《關于學習貫徹<國家發改委關于加強和改進發電運行調節管理的指導意見>有關要求的通知》（國能綜監管〔2014〕567號）等文件要求。
專欄5：蒙西、寧夏等地基數合同完成率偏差較大
1.2014年蒙西電網主要公用電廠合同執行完成率偏離計劃2%的情形較為普遍。完成率最高的豐鎮發電廠、匯能蒙南發電廠分別完成調控目標的140.91%、105.24%；完成率最低的北方臨河熱電廠、京泰電廠分別完成調控目標的80.92%、86.92%。
2.寧夏電網常規燃煤機組基數合同完成率均方差達到了24%，各個電廠之間差別較大。22個電廠中有3個電廠基數合同完成率超過120%，分別是：國電石電一廠、國電石電二廠、中寧二廠；同時有3個電廠基數合同完成率不足95%，分別是：華電靈武二廠、神華國能鴛鴦湖電廠、京能寧東電廠。
2.部分電力調度機構管理不規范，不符合國家相關規定
部分電力調度機構管理不規范，日常工作不嚴格，存在無協議調度、違規免考核、漏考核行為。
專欄6：遼寧、北京、吉林、青海存在電力調度不規范等問題
1.遼寧電力調度分別于2014年5月3日、2014年7月11日至2015年1月22日無并網調度協議調度華潤錦州迎東風電場、華潤錦州千軍風電場運行。
2.北京市電力調度個別運行記錄不完整。經抽查，2015年5月27日7:03調度機構相關人員記錄了京西電廠#4、#5機跳閘的原因，未記錄跳閘時間等重要參數，相關信息僅填寫在故障簡報中。
3.吉林省電力調度未按規定開展風電并網運行管理。
4.青海省電力調度未按規定將風電、光伏發電納入并網運行管理機制與輔助服務補償機制。
專欄7：湖南、西北、陜西、寧夏、青海電力調度機構違規免考核
1. 2014年湖南省調報送監管機構機組非計劃停運次數為33臺次，漏報非停2次，分別為2014年3月31日雙洲電廠#1機跳機和2014年12月30日益陽電廠#3機跳機。
2. 西北網調未考核非停2臺次，分別是2014年4月26日韓城二廠#2機跳機，2014年5月17日渭河二廠#5機跳機；陜西省調未考核非停2臺次，分別是2014年8月2日銅川電廠#2機跳機，2014年9月29日蒲城電廠#3機跳機；寧夏調度未考核非停1臺次，2014年7月31日青鋁自備電廠#1機跳機；青海省調在發電機組非計劃停機考核中擅自降低考核標準，并未考核非停2臺次，分別是2014年5月25日唐湖電廠#2機跳機，2014年4月29日江源電廠#1機跳機。上述行為涉及少考核金額共計13萬元。
專欄8：江蘇、山西未開展基本調峰能力下降考核
1. 2015年5月16日，國電常州電廠#1、#2機組功率上限下降；2015年5月16、17日，新海#15、#16機組功率下限上升，江蘇省調未對以上發電機組缺陷造成的可調出力變化進行考核。
2. 2015年2月8日山西省河曲電廠#4機組因爐壁溫高影響出力250MW，神東電廠因引風機B出力不足影響出力10MW，山西省調未進行考核。
3. 部分調度機構輔助服務技術支持系統運維有待完善，并網運行信息披露工作有待規范
部分調度機構輔助服務技術支持系統出現計算錯誤，并網運行信息披露工作有待規范。
專欄9：上海、福建并網運行考核與輔助服務補償管理技術支持系統有待完善
1. 2014年上海市調并網運行考核與輔助服務補償管理技術支持系統曾發生3次計算錯誤，1次數據庫更新不及時，影響了運行結果結算進度。
2. 福建省調現有技術支持系統無法在考核明細中直接提出免考核申請，需要人工處理，增加了省調和發電企業管理人員工作量，易出現漏考、誤考。
專欄10：部分電力調度交易機構對并網運行信息披露、公開與報送等不規范
1. 2014年國家電網公司將輸電網絡拓撲圖作為“商密二級”進行管理，部分電力調度交易機構以此為由，未嚴格執行原國家電監會第14號令《電力企業信息披露規定》關于向調度范圍內的發電企業披露輸電網結構圖的有關規定。
2. 國網所轄電力調度交易機構未按照《電力調度機構信息報送與披露辦法》（辦輸電〔2011〕65號）規定披露電網阻塞、日后發電量、日前計劃等信息。
3. 截至檢查之日，華東電網公司、上海市電力公司信息披露平臺不夠完善，對于每日事前、事后分別披露的各電廠發電計劃和發電量等情況，任一發電企業不能瀏覽所有發電企業信息。安徽省電力公司年度發電量計劃披露時間較晚，2015年政府發電計劃于2015年4月下達，但截至現場檢查時間（7月7日），相關信息仍未按規定披露。
4. 西北網調未向西北能源監管局定期報送月度、年度電力調度信息，未及時上報發電廠并網運行管理考核和輔助服務補償結果及明細，而且上報統計結果中多次出現錯誤。陜西省電力公司未報送監管信息統計平臺系統運行月報及年報。
5. 河北省電力公司調度信息發布披露平臺存在關鍵輸電斷面、各風電場電量等有關數據顯示不夠完整、部分信息和數據更新較慢的問題。
4. 個別調度機構自行出臺考核規定，違反國家有關規定
目前，對發電廠的考核應該以國家能源局6個區域局制定的“兩個細則”為依據。但個別調度機構違規出臺了與“兩個細則”不相符的考核規定。
專欄11：江蘇省調違規制定免考核統計辦法
江蘇省調違反《發電廠并網運行管理規定》（電監市場〔2006〕42號）以及《華東區域發電廠并網運行管理實施細則》，違規制定《江蘇電網統調發電機組非計劃停運考核統計規定》，規定免考免記錄條款，降低非計劃停運考核的要求，免非停考核共5次，涉及考核金額126.42萬元。
（三）電力直接交易行為存在政府干預、違背交易規則、未按有關政策執行等問題
在電力直接交易總量和覆蓋省份不斷增長的同時，部分地方出現了有關部門干預交易、電網企業未執行國家核定輸配電價、重視電量交易而忽略電力運行特性等問題。
專欄12：部分省份地方政府干預電力直接交易
1.廣西工信委下發《關于調整2014年廣西火電廠電量預期調控目標的通知》（桂工信能源〔2014〕904號）、《關于下達2015年廣西發電量預期調控目標的通知》（桂工信能源〔2015〕73號），組織廣西投資集團下屬的1家用戶與4家發電企業（3家火電企業、1家水電企業）開展直接交易，在下達2014年度火電廠發電量調整后的預期調控目標以及2015年度預期調控目標時，直接下達4家發電廠直接交易計劃。其中，2015年下達直接交易電量計劃33.7億千瓦時。
2.2015年，云南工信委發布《關于2015年云南電力市場化工作方案和實施細則》（云工信電力〔2014〕941號），規定汛期富余水電直接交易水電降價的具體幅度由政府部門指定，在撮合交易中，按發電能力占比分配市場化電量。云南省的魯布革電廠（南方電網公司所屬調峰調頻電廠）、漫灣電廠等電廠按照發電能力安排年度基數電量計劃，有選擇性的未參與市場化交易。
專欄13：部分省份電力用戶與發電企業直接交易組織不規范
1. 新疆電力交易機構在2015年第一批電力直接交易撮合過程中，交易公告的規則發布不完整，執行的交易出清規則不符合能源監管機構印發的大用戶直接交易競價交易規則有關規定。
2. 廣西電力直接交易未按要求進行信息披露。
專欄14：部分省份在電力直接交易中未執行國家核定的輸配電價
國家價格主管部門先后核定了福建、甘肅、安徽、浙江、江蘇、重慶、黑龍江、湖南、貴州、云南、河南等省份的用戶直接交易輸配電價。但云南、湖南、甘肅等省份在開展電力直接交易工作中未執行國家核定的輸配電價，河南省在部分電力直接交易中有選擇的未執行國家核定輸配電價。
專欄15： 電力直接交易存在不重視電力特性造成合同執行困難等問題
目前電力調度交易機構組織電力用戶直接交易過程中，僅考慮中長期合同，對電力特性重視不足，一方面導致市場價格不能體現電力的時間信號和位置信號，另一方面導致通過安全校核的中長期直接交易屢屢不能執行。例如云南交易機構為防止因交易出現棄水，出現了不斷修改直接交易成交結果情況，甘肅、內蒙等省區也存在部分交易無法執行的情況。
（四）部分跨省區交易不規范，難以充分優化配置資源
除指令性的跨省區送電外，按照國家有關規定,跨省區交易應以市場為導向,以滿足各地電力需求和實現資源優化配置為目標,按照市場交易規則組織交易。但部分電網公司未按照國家政策和規則要求的市場原則組織規范、合理的跨省區交易；個別地方政府部門干預市場，影響電能資源合理流動。
專欄16：跨省區交易市場化程度低
1. 江西省能源局對江西省電力公司參與跨省跨區市場交易作出規定，要求年度外購電計劃不得超過100億千瓦時（含三峽、葛洲壩國家計劃電量），臨時（3天以內）和短期（3-10天）購電計劃不得超過10億千瓦時。且要求江西省電力公司在發生購電需求時，要事先征得江西省能源局同意。2014年江西省能源局還要求江西省電力公司退還了市場化交易電量7.33億千瓦時。
2. 國家電網公司通過計劃形式安排跨省區電能交易。2014年，國家電網分配湖南省跨省區外購電計劃152.7億千瓦時。其中：國家指令性計劃97.8億千瓦時（三峽79.6億千瓦時，葛洲壩18.2億千瓦時）；國網計劃交易54.9千瓦時（特高壓購華北32.6億千瓦時，購西北22.3億千瓦時）。由于水電大發，夏季用電負荷不高，雖然經多次協調，但交易結果仍達到了42.71億千瓦時（主要以煤電為主，其中特高壓購華北26.66億千瓦時，購西北電量16.05億千瓦時），湖南省內發電空間受到大幅擠壓，全省統調公用火電機組年均利用小時低至3300小時。火電企業普遍要求調減跨省區外購的、非國家指令性計劃電量（主要指火電）。
3. 按照年度合同計劃，2015年2月華北送華中計劃電力為61.9萬千瓦。2月12日，國家電網公司以通知形式直接調整華北電網公司與華中電網公司跨省區交易合同，將華北送華中電力臨時調整為100萬千瓦，由湖北、湖南、江西按比例消納。
4. 2014年，新疆電力交易中心召集外送電量完成率比較低的神華五彩灣電廠、阿拉爾盛源電廠、徐礦阿克蘇電廠、國電庫車電廠等發電企業，要求未發外送電量指標無償轉讓，并指定轉讓給華電烏魯木齊熱電廠、國網能源哈密電廠、國網能源和豐電廠和大唐呼圖壁熱電廠等發電企業，涉及外送電量5.51億千瓦時。
5.2015年，廣東和云南省政府有關部門同意在省間年度送電計劃外，組織云南富余水電送廣東掛牌交易。交易過程中，市場主體沒有參與商談，而是政府部門代替市場主體商定價格；掛牌交易電量由南方電網公司綜合考慮送端電網火電機組最小開機方式和來水情況、省間通道在年度送電計劃外的富余能力、受端火電機組合理調峰深度等因素來確定。具體掛牌交易由云南電力交易中心組織云南省內水電企業開展。2015年3-4月掛牌價格比云南省水電機組批復上網價格降低5分/千瓦時，5-12月份降低8分/千瓦時。 2015年1-6月，共結算掛牌交易電量34.6億千瓦時。掛牌交易所產生的水電降價資金暫保留在云南電網公司，預計2015年度掛牌交易形成的降價資金約2億元，目前各方仍未明確該資金的分配規則。
專欄17：政府間協議難以落實
1. 南方區域西電東送每年都面臨著合同簽訂難的問題。 2015年度云南和貴州送廣東、云南送廣西年度交易合同，截至檢查之日仍未簽訂，形成了大規模無合同交易。
2. 2014年，國網公司、華東電網公司與省級電網公司關于三峽、川電東送、四川水電等年度電能交易合同分別于2014年7月、2014年11月才簽訂，存在購售電合同簽訂滯后問題。
專欄18：國網公司要求部分下屬公司交易價格按內部協商定價結算
為保障供電安全，京津冀電網長期統一運行管理，內部進行結算。2011年開始，按國網公司要求，京津冀分開核算，華北電網與京津冀電力公司交易價格按照內部協商定價結算。例如，與北京結算的基數容量電價為0.04167元/千瓦，基數外容量電價為0.01052元/千瓦；與冀北結算基數容量電價0.0055元/千瓦，基數外容量電價為0.01052元/千瓦；與天津結算基數容量電價0.02723元/千瓦，基數外容量電價為0.01052元/千瓦，均無國家核價文件支持。
專欄19：部分跨省區交易順序不合理
2015年5月4日，廣西電網公司與廣東電網公司簽訂了5月份臨時交易單（只有最大送電電力及曲線，不包括送電價格）。實際上廣西與廣東的臨時交易為省間電力余缺調劑，從廣西受西電電力曲線中轉讓一部分給廣東。在未滾動調整直送廣東天一、天二、龍灘年度合同分月計劃送電比例以及開展云電送桂合同轉讓的前提下，優先組織區內燃煤機組降價送電，交易順序不合理。
專欄20：部分跨省區交易資源優化配置效果不顯著
2014年跨區交易中，西北區域消納四川水電44.42億千瓦時，同期西北區域棄風18.78億千瓦時；華北消納東北風電60.1億千瓦時，同期河北地區產生棄風22.48億千瓦時。
（五）部分發電權交易未按規定進行，市場意愿體現不足
個別電力調度交易機構違反發電權交易有關規定，部分省份政府部門干預發電權交易，發電權交易體現市場意愿不足。
專欄21：部分省份發電權交易違反有關規定
1. 2015年，中電投烏蘇熱電公司和華電喀什三期發電公司替代華電喀什二期發電公司一期2×5萬關停機組發電，實際結算電價為0.348元/千瓦時，未執行被替代方批復脫硫上網電價0.363元/千瓦時，新疆電力公司違反了《西北區域發電權交易監管實施細則(修訂稿)》規定。
2. 2014年底，吉林省電力公司在全年實際發電量已基本確定的情況下，于2014年12月26日組織集中發電權交易，共交易17筆，合計交易電量53576萬千瓦時，掩蓋了吉林省各發電企業合同進度參差不齊的事實，規避合同完成率均衡性監管。
3. 專項監管期間，甘肅省電力公司未能提供甘肅華能酒泉風電與華能陜西（秦嶺）電廠發電權交易合同，存在合同簽訂時間較晚的問題。
4. 甘肅省《委托替代發電合同書》中部分合同條款不符合要求，甘肅省電力公司統一設定將沒有政府職能的國家電網公司作為合同糾紛的“仲裁者”。
（六）部分省份年度發電計劃安排不夠合理，存在隨意性
2014年，部分地區年度計劃電量安排未能體現節能減排發電調度的原則，部分調頻調峰電廠未按其功能定位確定電量計劃，部分省份年度發電計劃調整存在較大隨意性，而且部分地方政府隨意調整電力企業之間的部分電費。
專欄22：部分省份年度計劃安排欠公平、欠科學
1. 云南金安橋水電站2015年購售電合同中枯期基數電量較少，比同流域同等裝機規模水電廠平均低10%。
2. 2014年，湖南省經信委下達的發電計劃以安全約束為由，為耒陽電廠30萬千瓦機組發電小時數增加900小時，為株洲電廠增加300小時，并在下半年專函說明，年度計劃中因安全約束增加的利用小時是固定值，不參與年度電量計劃進度平衡。以上兩廠增加計劃利用小時的主要目的并非安全約束，而是運行方式安排對上述電廠發電進度平衡存在一定程度約束，并非需要絕對量的利用小時。發電企業普遍反對固化“安全約束利用小時”，要求根據全省公用火電企業計劃完成率同步調整控制。
3. 云南省魯布革電站年度計劃安排較多，基本帶基荷運行，違背其作為南方電網調頻調峰電廠功能定位原則。2014年7至9月云南省大規模棄水的背景下，魯布革電站的發電負荷率基本保持在92%至99%之間，是云南電網負荷率最高的電站。
4. 安徽省政府有關部門在安排安徽省2014年發電計劃時，將年度計劃與本地煤炭消納掛鉤，對淮北國安電廠、國電宿州電廠、大唐洛河電廠等30萬千瓦級機組發電企業增加150小時的發電利用小時數，造成煤耗排放較低的60萬千瓦機組發電份額降低。
5. 上海年度計劃抽水電量未采取公開自愿招標方式，而由上海市政府有關部門在安排年度發電量計劃時直接指定發電企業承擔。
專欄23：部分省份年度發電計劃調整不規范
2014年1-12月初，新疆地區基數電量計劃完成率最高的是國電克拉瑪依電廠，完成率達到157%，完成率最低的是阿拉爾盛源電廠，僅有82.4%。年底交易機構通過簽訂基數電量補充協議的形式，將基數電量完成率控制在99.64%-100.96%之間。調度機構未能嚴格按照交易計劃執行有關發電企業實際發電量指標，造成基數電量完成率偏差過大，再由交易機構調整交易計劃進行彌補，存在調度計劃與交易計劃不相符的情況。
專欄24：天津市有關部門違反電價有關規定，以自定容量電費方式要求電網企業向燃氣電廠支付疏導資金
2014年12月，天津市電力公司按照《關于2014年燃氣電廠電價結算有關問題的通知》（津發改價管〔2014〕1177號）要求，以容量電費名義向陳塘熱電有限公司、華電福源熱電有限公司和華能臨港熱電有限公司三家發電企業分別支付13.38億元、5.50億元和2.43億元，共計21.31億元。經核查，上述三家發電企業并不執行容量電價，不存在容量電費結算，所謂“容量電費”是電價測算與實際執行差異形成的“結余資金”。
《關于2014年燃氣電廠電價結算有關問題的通知》（津發改價管〔2014〕1177號）由天津市發改委按照市政府第二次常務會議精神印發，明確“結余資金”用于疏導燃氣電價矛盾的非居民銷售電價上調后、燃氣機組實際投運滯后、電網企業銷售收入和購電成本之間形成的資金溢余，以容量電費方式向特定的三家燃氣電廠結算分配“結余資金”。
（七）部分電網公司未按規定辦理新建電源接入電網工作
部分網省公司未落實國家能源局《新建電源接入電網監管暫行辦法》（國能監管〔2014〕107號）以及國家能源局派出機構有關文件對于制定制度、公開信息、書面答復、抄送協議的要求，在新建電源接入電網工作中存在超時限辦理以及配套送出工程滯后于電源建設進度、影響機組發電等問題。
專欄25：部分網省公司新建電源接入電網工作未按規定執行
1. 山東部分地市供電公司新建電源項目接入電網信息公開工作有待規范，未建立接入電網全過程規范管理的信息檔案制度。
2. 福建省電力公司、山西省電力公司新建電源接入電網制度及有關接網協議未向國家能源局派出機構備案；江蘇省電力公司未與發電企業簽訂接網協議。
3. 內蒙古電力（集團）公司印發《關于印發內蒙古電力（集團）有限責任公司電源項目并網管理規定（2014年版）的通知》（內電2014〔187〕號，以下簡稱“通知”），該通知部分內容與國家能源局有關要求不符：
（1）《通知》明確不適用風電、光伏發電與分布式能源項目，對保障新能源項目接入電網未做明確規定，不利于新能源發電全額保障性收購制度的落實。
（2）《通知》明確“接入系統工程由內蒙古電力（集團）公司或電源業主投資建設”，與國家發改委《關于規范電站送出工程建設與投資的通知》（發改能源〔2003〕2346號）有關規定不符。
4. 貴州省部分新建電源配套送出工程建設進度滯后于電源項目。國電貴州公司織金電廠由于電網配套工程滯后問題，倒送電等工作無法按時完成；黔桂公司盤縣電廠電網配套工程因施工受阻滯后機組投產時間6個月。
（八）新建機組進入商業運營審批取消后，電網企業相關流程的管理有待規范
國家能源局取消商業運營行政審批以后，各電網公司對相關流程的管理有待規范。在進入商業運營審核、商業運營電價執行、差額資金分配等方面，電網企業存在管理審核不嚴、執行較為隨意、占用發電企業差額資金等情形，其中，部分電網公司未對差額資金進行分配，累計沉淀近6億元。
專欄26：部分新建機組在不滿足相關條件情況下商轉
1. 廣西富川頭嶺風電場、容縣楊村風電場商轉均未取得調度機構出具的并網調試意見。廣西桂林、賀州等地級調度機構在桂林川江電站、賀州四維二級電站完成調試后，未按要求向發電企業出具并網調試意見，造成以上電站無并網調試意見商轉。
2. 山西大唐太原第二熱電廠、山西國錦煤電有限公司新建機組完成整套設備啟動試運行90天內，并未具備商業運營條件，但電網公司在未向山西能源監管辦申請核查確認進入商業運營時點的情況下，自行執行商運電價。太原第二熱電廠、宏光電廠、壽陽國新熱電、侯馬熱電、國錦煤電5家電廠未按照要求對商業運營情況進行備案。上述行為不符合《國家能源局關于取消新建機組進入商業運營審批有關事項的通知》國能監管〔2015〕18號有關規定。
（九）部分電網企業存在價格違規與財務結算不規范等問題
部分電網企業存在電費結算不公平不及時、電費結算比例不均衡、承兌匯票結算不公平等問題。
專欄27：陜西地電未及時結算部分電費
陜西地方電力公司榆林電網在用電低谷時段向陜西主網反送電量2287萬千瓦時，陜西省電力公司向榆林電網結算電費538.47萬元，截至檢查之日，榆林電網仍未向發電企業結算。
專欄28：部分省份電網企業上網電費結算滯后
1. 2015年1-5月份云南電網有限責任公司購電費支付率為97.84%，云南電網公司在1月、4月、5月未支付觀音巖電廠電費分別為1249萬元、1108萬元和176.82萬元。云南電網公司未能按時結清電費，也未向發電企業支付違約金。
2. 由于云電送廣西價格未確定，南方電網超高壓公司一直未結算2014年云南送廣西的電量13.3億千瓦時的電費，只在2014年底暫按協商的0.357元/千瓦時進行預支付。截至2015年6月30日，2015年1-5月份云南送廣西的15.33億千瓦時電量電費未支付。
專欄29：對發電企業電費結算比例不均衡
2014年12月山西省40家發電企業月底電費結算比例相差較大，最高結算至98%，最低結算為0%，結算比例50%-100%的電廠有9家，結算比例20%-40%的電廠有20家，結算比例20%以下的電廠有11家。
專欄30 ：部分省份承兌匯票收付情況
部分省份電網企業支付給發電企業的承兌匯票數量較大，從用戶側收取承兌匯票背書轉讓比例較高，向發電企業轉移了財務成本。2014年，海南電網公司、山西省電力公司、寧夏電力公司、青海省電力公司、新疆電力公司支付給發電企業的承兌匯票占匯票總額的比例分別為93.35%、98.14%、73.17%、62.34%、84.34%；2015年上半年，上述比例分別為99.94%、87.75%、77.19%、62.7%、86.57%。
備注：新疆電力公司2015年為1-5月份數據。
專欄31：個別省級電網企業違反合同約定，調增電費結算中的承兌匯票占比
因電力用戶大量采用承兌匯票繳納電費，貴州電網公司2014年、2015年1-5月份承兌匯票支付比例達到37.54%、34.2%，均超過合同約定最高30%的支付比例。
三、監管意見
（一）科學設置獨立控制區，促進資源優化配置
各電力調度機構要嚴格論證調度范圍的設定與變更，按《電網調度管理條例》規定，履行必要的報批報備程序，報電力行政主管部門。
（二）優化電網運行管理，提高系統運行效率
1. 合理安排旋轉備用容量留取方案
各有關區域電力調度機構要借鑒華東區域旋轉備用共享機制，充分利用現有大電網互聯優勢，按區域共享原則確定旋轉備用容量，進一步優化不同調度范圍旋轉備用容量。
河南、江蘇省電力調度機構要分析旋轉備用容量安排偏高的原因，科學安排開機組合，合理確定旋轉備用容量，提高發電機組負荷率，減少不必要的資源浪費。
2. 科學調度，促進不同類型發電機組優勢互補
東北、遼寧等電力調度機構，應關注并解決棄核問題，優先調度，盡量提高核電機組利用小時數，促進節能減排。
南方區域調度機構要按照調峰調頻電廠功能定位原則合理安排魯布革電站電量。
（三）重視電量合同約定，保障市場各主體公平公正
蒙西、寧夏等電力公司要加強電能交易合同管理，強化履約意識，落實與發電企業簽訂的年度購售電合同電量；加強電力公平調度、新機并網管理和機組運維管理等，平等對待發電企業，保障同類型發電機組年度合同完成水平相當。
（四）規范并網運行管理，強化調度運行管理嚴肅性
1. 杜絕無協議并網行為
遼寧省電力公司要完善并網調度協議簽訂和管理工作，盡快與相關發電企業簽訂并網調度協議，杜絕無協議并網行為。
2. 強化并網運行考核工作的嚴肅性
吉林、青海、江蘇、湖南、西北、陜西、寧夏、山西等電力調度機構要嚴格落實發電廠并網運行管理規定，省級及以上發電機組要納入并網運行考核范圍，加強非計劃停運、基本調峰等考核管理工作，對于違規豁免考核費用的，要按照規定追溯考核。
上海市、福建省電力公司要完善技術支持系統，提高系統運行的穩定性和統計工作的嚴肅性。
北京市電力調度機構要加強對調度工作人員培訓工作，完善調度記錄。
3. 嚴格落實調度信息披露及報送相關規定
國家電網公司所屬各電網公司應按《電力企業信息披露規定》，向調度范圍內的發電企業披露輸電網結構圖等信息，不能以商業機密為由拒絕。
華東、上海、安徽、西北、陜西、河北等電力公司要落實《電力企業信息披露規定》、《電力調度機構信息報送與披露辦法》等規定，加強信息披露網站建設，提高系統運行的可靠性，準確、全面地披露及報送相關信息，提高調度交易工作的透明度。
（五）規范電力直接交易，維護市場秩序
新疆電力公司應嚴格按照交易有關規則組織交易，不斷提高交易實施人員實操能力，確保交易公平性。廣西電網公司要認真做好交易信息披露工作，組織相關市場主體披露有關信息。云南、湖南、甘肅、河南等省份要嚴格執行國家核定的輸配電價。
（六）堅持市場導向，規范開展跨省跨區電能交易，促進資源優化配置
1. 堅持市場化導向，市場主體自主參與交易
國家電網公司不得以公司計劃形式代替市場交易。
新疆電力公司不得人為指定外送發電企業。
西北、華北電網公司應優化資源配置，以市場為導向促進清潔能源消納，自主開展跨省區交易。
2. 盡快分配降價資金
云南電網公司應盡快明確水電降價資金的分配方案。
3. 及時簽訂和備案跨省區電能交易合同，不得無合同交易
南方、云南、貴州、廣東、廣西等電網公司要強化合同意識，及時簽訂西電東送合同。
國家電網公司、華東電網公司及有關省級電力公司應梳理合同簽訂流程，加快三峽、川電東送、四川水電等年度跨省跨區電能交易合同簽訂，并及時備案，不得無合同交易。
4. 及時報批跨省輸電價格
國家電網公司要規范所屬電網企業之間的輸電費用結算行為，做好華北電網與北京、天津、冀北電力公司跨省輸電價格核定的準備工作。
（七）規范開展發電權交易
新疆電力公司應將發電權交易中獲得的違規收益708.75萬元退還相關發電企業，規范開展發電權交易。吉林省電力公司要嚴格執行發電權交易制度。甘肅省電力公司應及時組織交易合同簽訂和備案，調整發電權交易合同中的不合理條款。
（八）規范新建電源接入電網工作
山東省電力公司要完善新建電源項目接入電網信息，建立全過程規范管理的信息檔案制度；福建、山西省電力公司要將新建電源接入電網制度及有關接網協議向能源監管機構備案，江蘇省電力公司應盡快與發電企業簽訂接網協議；內蒙古電力（集團）公司要修訂《關于印發內蒙古電力（集團）有限責任公司電源項目并網管理規定（2014年版）的通知》（內電2014〔187〕號）有關條款；貴州電網公司要認真總結送出工程建設滯后原因，加快后續工程建設，確保新建電源項目及時送出。
（九）嚴格落實新建機組進入商業運營相關規定
廣西電網公司、山西省電力公司在新建機組未滿足進入商業運營條件情況下，不得確認轉入商業運營。
（十）落實價格政策和合同約定，及時結算電費
陜西省地方電力公司，云南電網公司要按照《發電企業與電網企業電費結算暫行辦法》（電監價財〔2008〕24號）規定，在15個工作日內結算該期上網電量電費，并及時結算拖欠發電企業電費。
海南、山西、寧夏、青海以及新疆等電網公司，在使用匯票支付方式時，應平等對待電網企業與發電企業。
貴州省電力公司應按照《購售電合同》的約定控制承兌匯票支付比例，未經雙方協商一致，承兌匯票支付比例不得超過合同約定。
四、監管建議
（一） 各地要按照國家能源局統一制定的市場規則和運營細則來開展市場建設和電力交易
各地按照國家能源局統一制定的市場規則和運營細則來開展市場建設和電力交易，不得自行其是，不得借市場化名義搞優惠電價。
（二）地方政府發電規劃和建設要考慮系統調峰需要
各省政府相關部門研究發電機組建設規模時，充分考慮系統調峰需要，配合電力市場建設的推進，合理選擇發電機組建設類型，充分發揮靈活性機組調峰作用。
（三）加強協調溝通，按照市場化原則推進直接交易
廣西自治區政府相關部門加強溝通協調，明確牽頭部門，共同推進電力用戶直接交易工作。云南省政府相關部門按照市場化原則推進電力用戶直接交易，由市場主體協商交易電量電價。江西省能源局應充分發揮市場的決定性作用，避免對跨省、跨區電力交易的過多干預。
（四）統籌核定華北區域內各電網企業輸配電價
建議國家價格主管部門盡快核定京津冀區域電網企業的輸配電價，推動各電網企業依據政策進行結算。
（五）公平公正制定年度發電計劃
建議湖南、上海、安徽、云南等政府有關部門落實國家發改委《關于加強和改進發電運行調節管理的指導意見》（發改運行〔2014〕985號）的要求，科學、公平、規范安排年度發電計劃。
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