华中区域电力交易与市场秩序监管年度报告（2013）

北极星输配电网从相关渠道获悉，华中区域电力交易与市场秩序监管年度报告（2013），现为您整理如下：

一、华中区域电力基本情况

（一）发电

1.发电装机

截止2013年底，华中区域全口径发电装机容量为25529万千瓦，同比增长8.68%。其中，火电13627万千瓦，同比增长4.52%；水电11715万千瓦，同比增长13.08%；风电146万千瓦，同比增长89.62%；其它40万千瓦。

截至2013年底，华中区域统调装机容量为22089万千瓦。其中，河南、湖北、湖南、江西、四川、重庆分别为5680万千瓦、5210万千瓦、2744万千瓦、1538万千瓦、5800万千瓦、1117万千瓦。

表1-12013年华中区域各省（市）统调装机情况表

单位：万千瓦

2.发电量

2013年，华中区域全口径发电量10354亿千瓦时，同比增长9.49%。其中，水电4026亿千瓦时，同比增长5.03%；火电6298亿千瓦时，同比增长12.33%；新能源29亿千瓦时，同比增长79.57%。

2013年，华中区域统调电厂发电量8933亿千瓦时（含国调调度电厂），同比增长10.6%。其中，水电3267亿千瓦时，同比增长6.7%；火电5644亿千瓦时，同比增长12.8%；新能源22亿千瓦时，同比增长103.4%。

表1-22013年华中区域各省（市）统调电厂发电量

单位：亿千瓦时

（二）用电

1.用电量

2013年，华中地区全社会用电量9608亿千瓦时，同比增长7.17%；调度口径用电量8811亿千瓦时，同比增长8.10%。河南、湖北、湖南、江西、四川、重庆省（市）全社会用电量分别为2899亿千瓦时、1630亿千瓦时、1423亿千瓦时、947亿千瓦时、1949亿千瓦时、739亿千瓦时，用电增长率由高到低依次为：重庆12.72%、江西9.16%、湖北8.08%、四川6.46%、湖南5.69%、河南5.51%。

表1-32013年华中区域全社会用电结构

单位：亿千瓦时、%

2.最高用电负荷

2013年夏季，华中区域出现了1961年以来最强的大范围高温天气，全网前后出现了三轮用电高峰，全网及六省（市）电力电量均创历史新高。调度口径最大用电负荷14915万千瓦，同比增长10.25%。

表1-42013年华中电网最大负荷、最大日用电量

单位：万千瓦、亿千瓦时

（三）输配电

1.220kV及以上输电线路

截止到2013底，全网共有220kV及以上输电线路3319条、总长度114701.01公里。其中1000kV输电线路2条、长度640公里；500kV输电线路470条、长度37998.53公里；220kV输电线路2847条、长度76062.48公里。

2.220kV及以上变电设备

截止到2013年底，全网共有220kV及以上变电站1183座、变压器2229台、总容量510317兆伏安。其中1000kV变电站2座、变压器4台、总容量12000兆伏安；500kV变电站139座、变压器248台、总容量207901兆伏安；220kV变电站1042座、变压器1977台、总容量290416兆伏安。

3.跨区跨省联络线

华中电网通过一回1000千伏特高压交流与华北联网，通过±500千伏德宝直流、灵宝背靠背直流、±800千伏哈郑特高压直流与西北联网，通过四回±500千伏直流和二回±800千伏特高压直流与华东联网，通过一回±500千伏直流与南方电网联网。

华中电网内，主要通过500千伏交流联络线实现省间互联，并以湖北电网为中心形成辐射状网络结构。其中，河南电网通过1000千伏特高压南荆线及4回500千伏交流联络线与湖北主网相联；湖南、江西、重庆电网分别通过3-4回500千伏交流联络线与湖北主网相联；四川电网通过4回500千伏交流联络线与重庆电网相联。

二、电力交易情况

（一）厂网电量交易

1.统调电厂上网电量

2013年，华中区域各省（市）统调发电企业上网电量为7432.9亿千瓦时，平均上网电价413.7元/千千瓦时。其中，河南2532亿千瓦时，电价431.28元/千千瓦时；湖北997.76亿千瓦时，电价471.8元/千千瓦时；湖南795.3亿千瓦时，电价459.4元/千千瓦时；江西732.38亿千瓦时，电价464.9元/千千瓦时；四川1953.5亿千瓦时，电价323元/千千瓦时；重庆422.1亿千瓦时，电价415.4元/千千瓦时。

2.电网企业购电量

2013年，华中区域六省（市）电力公司购本省水、火及新能源和跨省区电量合计为8282.94亿千瓦时，平均购电均价406.42元/千千瓦时。

表2-12013年各省（市）电力公司购电情况表

单位：亿千瓦时，元/千千瓦时

注：“其它”为跨省区购电及购本省其他类型上网电量。

（二）国家指令性计划

目前，华中区域按国家指令性计划执行的电量有：葛洲坝电量送河南、湖北、湖南、江西；三峡电量按分电比例统配到河南、湖北、湖南、江西，及全年送重庆40亿千瓦时；二滩电量送四川、重庆；川电东送（重庆）9亿千瓦时；锦屏、官地电量送四川、重庆；向家坝、溪洛渡电量送四川。

表2-22013年国家指令性计划执行情况

单位：亿千瓦时、元/千千瓦时

（三）跨省跨区电能交易

跨地区电能交易分为跨区电能交易、跨省电能交易。跨区电能交易主要由国家电网组织，其中西北送华中交易按平台交易方式组织，华中各省（市）电力公司按发用电平衡预测和地方政府要求申报购电需求；华北送华中由国家电网组织；四川水电送华东交易根据四川水情和外送能力确定。此外，2013年根据华东供需情况，华中电网公司还组织区域内火电厂送华东临时交易。

跨省电能交易主要为水电外送和省间短时余缺调剂。其中，水电外送按华中电监局制定的《华中区域水电减弃增发应急交易办法》，开展的四川、重庆低谷富余水电应急交易；省间短时交易按华中电监局制定的《华中区域跨省实时电能交易办法》，以省间相互支援、缓解高峰电力缺口为目的的跨省交易，主要发生在迎峰度夏、迎峰度冬大负荷期间。此外，还有四川与河南省丰枯互济互保交易，以及湖北送恩施周边的独立地方电网少量交易等。

1.总体情况

2013年，华中区域跨省跨区交易电量557亿千瓦时，同比减少17.8亿千瓦时。其中，跨省交易电量97亿千瓦时，同比增加6亿千瓦时；跨区交易电量460亿千瓦时，同比减少24亿千瓦时。

表2-32013年华中区域跨省跨区电能交易情况表

单位:亿千瓦时

2.跨区电能交易情况

2013年，各省市与华北、华东、西北区域跨区电能交易具体情况见下表。

表2-42013年各省跨区购售电情况

单位:亿千瓦时、元/千千瓦时

3.跨省电能交易情况

表2-52013年跨省双边合同交易情况表

单位：亿千瓦时，元/千千瓦时

注：电价为送端价和落地价。

4.输电费用和损耗

跨省跨区交易中，输电费主要由电量送出省电力公司和华中电网公司收取，其中电量送出省收取的输电费包含输电损耗，其余输电损耗由购电省承担。

2013年，电量送出省输电费按不高于30元/千千瓦时收取，华中电网公司跨省交易输电费按0-24元/千千瓦时收取，跨区交易输电费平均为6.76元/千千瓦时。

区域内有关省间联络线输电损耗分别为：鄂豫联络线损耗0.9%、鄂湘联络线损耗0.8%、鄂赣联络线损耗0.76%、鄂渝联络线损耗0.87%、川渝联络线损耗0.9%。有关过网线损分别为：河南过网线损1.7%、湖北过网线损0.9%、四川过网线损1.0%。

（四）发电权交易

2013年，华中区域五省一市均开展发电权交易，总交易量为220.51亿千瓦时。

河南省：发电权交易除按政府指令替代，还有发电厂之间协商以市场方式形成的在役机组发电权交易。发电权交易完成104.73亿千瓦时（上网电量），同比下降8.04%。其中，关停公用小火电机组补偿交易电量完成56.05亿千瓦时，同比下降17.98%；发电厂之间协商的被替代上网电量为48.68亿千瓦时，同比增加6.8%。

湖北省：发电权交易总电量32.94亿千瓦时。其中，退役机组替代电量8.44亿千瓦时，在役机组替代电量24.50亿千瓦时。

湖南省：发电权交易采用电厂内部替代和电厂间协商替代两种方式。全年交易电量12.1亿千瓦时，比上年增长21.8%。

江西省：全年关停机组及“以大代小”发电计划转移电量57.67亿千瓦时，同比增长41.36%，其中在役机组的发电权交易电量为16.15亿千瓦时，同比增长94.58%。

四川省：发电权交易通过电厂协商、平台竞价和政府指定方式形成。替代电量9.84亿千瓦时，全部为在役机组替代。

重庆市：发电权交易电量3.23亿千瓦时。

（五）大用户直接交易

直接交易试点电网输配电价执行两部制电价，基本电价执行当地省级电网现行销售电价表中大工业用户基本电价标准，电度电价由国家审批。截至2013年底，华中区域内河南、湖南和重庆三省市的大用户直接交易输配电价已获得国家批复，分别为：河南省直接交易试点的电量电价（不含线损）为98元/千千瓦时，其中110千伏和220千伏用户各为85元/千千瓦时和69元/千千瓦时；湖南省直接交易试点的电量电价为105元/千千瓦时，其中110千伏和220千伏用户各为87元/千千瓦时和69元/千千瓦时；重庆市直接交易试点的电量电价（不含线损）为113元/千千瓦时，其中110千伏和220千伏用户各为91元/千千瓦时和70元/千千瓦时，线损为23.68元/千千瓦时。

2013年，湖南、河南等省均积极开展电力用户与发电企业直接交易试点工作。

（六）地方政府组织的交易

2013年，湖北省地方政府组织发电企业对省内部分大工业用户以相对较低电价供电。2013年共有20家省内发电企业（全部为30万千瓦以上火电机组）和11家较大型的工业用户参加该项交易，交易电量共计32.4亿千瓦时，协议电价是在省内火电标杆电价基础上下调30元/千千瓦时，输电价及线损在现行目录电价下下调30元/千千瓦时左右执行，总共对工业用户下调60元/千千瓦时左右。

2013年，江西省地方政府组织发电企业与赛维公司开展交易，合计交易电量3.30亿千瓦时，电厂交易平均电价为407.2元/千千瓦时（江西电网燃煤机组脱硫标杆电价在2013年9月25日前为485.2元/千千瓦时，在9月25日后为475.2元/千千瓦时）。

（七）非竞争性发电企业电能交易

非竞争性发电企业包括热电厂、自备电厂和电网企业所属电厂等。

1.热电联产机组

截至2013年底，华中区域热电联产机组装机容量1333.2万千瓦，上网电量107.3亿千瓦时。其中：河南热电联产机组49台，容量1069.5万千瓦，上网电量40.92亿千瓦时，平均发电利用小时数为382小时；湖北热电联产机组8台，装机容量210万千瓦，上网电量66.2亿千瓦时，平均发电利用小时数为315小时。江西热电联产电厂2013年发电量8.83亿千瓦时，所发电量绝大部分自用，2013年有0.1312亿千瓦时的少量富余电量上网。四川热电联产电厂47个，装机容量51.2万千瓦，重庆热电联产机组1台，上网电量0.18亿千瓦时，平均发电利用小时数为727小时。

表2-62013年供热电厂上网情况表

单位：台、万千瓦、亿千瓦时、小时

注：四川省“机组台数”为电厂数。

2.自备电厂

截至2013年底，华中区域省调自备电厂装机容量1077.2万千瓦，完成发电量645.37亿千瓦时，上网电量26.15亿千瓦时，支付系统备用费7589.6万元。

表2-72013年自备电厂上网情况表

单位：台、万千瓦、亿千瓦时、万元

注：四川省“机组台数”为电厂数。

3.电网企业所属权益电厂

电网企业所属权益电厂多为水电站。包括：湖北、江西、四川、河南等省电力公司所属的发电厂。此类电厂发电计划大部分在政府有关部门下达年度计划时一并明确。

4.抽水蓄能电站

截至2013年底，华中区域已投运抽水蓄能电站共5座，机组14台，容量379万千瓦。其中，湖北2座，分别为白莲河抽水蓄能电站120万千瓦（4×30万千瓦）和天堂抽水蓄能电站7万千瓦（2×3.5万千瓦）；河南2座，分别为宝泉抽水蓄能电站120万千瓦（4×30万千瓦）和回龙抽水蓄能电站12万千瓦（2×6万千瓦）；湖南1座，为黑麋峰抽水蓄能电站120万千瓦（4×30万千瓦）。2013年，上述抽水蓄能电站发电量合计为10.3亿千瓦时，平均利用小时数为272小时。

三、电力市场秩序情况

（一）购售电合同和并网调度协议签订及备案情况

2013年，厂网双方能在平等协商的基础上签订购售电合同和并网调度协议，并向监管机构备案。能够做到交易有合同、调度有协议。电能交易合同覆盖了网厂年度基数电量合同、网网跨省（区）合同、厂网跨省（区）合同、发电权交易合同、直接交易合同等交易品种。

2013年，各省市《购售电合同》和《并网调度协议》签订和备案情况总体较好，但时间有所滞后。

表3-12013年华中区域合同、协议签订情况

注：河南《并网调度协议》数为新签数。其他交易合同中，河南为基数电量之外网厂合同，湖南为大用户直接交易合同。

（二）发电市场运营情况

1.发电利用小时

2013年，华中区域统调电厂平均利用小时4270小时，其中，统调火电厂平均利用小时4744小时，同比增加221小时。

统调火电厂平均利用小时除四川省同比减少113小时外，其它省（市）均有较大增长，河南、湖北、湖南、江西、重庆分别增长78小时、359小时、422小时、285小时、794小时。除重庆电网外，其余各省市60万千瓦级机组利用小时数均高于30万千瓦级机组。

表3-22013年华中区域统调机组发电利用小时情况表

单位：小时

2.调峰情况

由于来水偏少，相比2012年，2013年华中区域直调火电机组启停调峰情况大幅减少，其中河南、湖北、湖南、江西均未发生启停调峰。

表3-32013年华中区域火电机组调停情况

单位：台次

3.火电机组非计划停运

2013年度，华中区域火电机组非计划停运共计409台次。其中，河南非计划停运161台次，同比减少12台次；湖南非计划停运32台次，同比减少10台次；湖北非计划停运49台次，同比增加20台次；江西非计划停运50次，同比减少11台次；四川非计划停运88台次，同比减少13台次；重庆非计划停运29台次，同比增加19台次。

4.旋转备用情况

2013年，华中区域月度平均旋转备用率最小的是四川（3.06%），最大的是重庆（14.76%）。

表3-42013年华中区域各省电网月度旋转备用情况统计表

单位：万千瓦、%

（三）新建机组进入商业运营及差额资金分配情况

各省（市）大部分新建发电机组能按照《新建机组进入及退出商业运营管理办法》（电监市场〔2011〕32号）规定，及时签订并网调度协议和购售电合同并向监管机构备案，认真办理机组并网安全性评价和发电业务许可证，办理新建机组转入商业运营手续等工作。新建发电机组调试运行和转入商业运营秩序总体良好。但存在部分电力企业未按规定办理相关并网和进入商业运营手续，无证上网等问题。

河南、湖北、四川、重庆电网严格执行电监市场〔2011〕32号文件规定，将新建发电机组差额资金50%纳入两个细则中分配。新建机组调试期电量差额资金情况见下表。

表3-52011年11月至2013年12月调试期电量差额资金情况

单位：万千瓦、亿千瓦时、万元

注：河南、湖南2013年差额资金当年值分别为786万元、120万元。

（四）辅助服务及并网运行管理情况

2013年，华中区域发电厂辅助服务及并网运行管理实施细则有序推进，考核费用合计19369.85万元，补偿费用合计24665.76万元。

表3-6“两个细则”补偿考核情况

单位：万元

注：湖北、重庆两省（市）的新建机组差额资金及年度机组非计划停运考核费用均作为辅助服务补偿资金冲抵分摊费用。

（五）网厂电费结算情况

2013年，华中区域省级及以上电网企业应付发电厂电费总计2729.5亿元，实付2729.5亿元，电费结算率为100%。每月电费次月结清，无陈欠电费。大部分省（市）电力公司每月在收到购电发票后能及时支付当月购电费的50%，在随后15个工作日内付清剩余电费。

（六）信息公开情况

2013年，各电力调度交易机构进一步加强调度交易信息报送与披露工作，监管信息报送、月度网站信息披露、季度信息发布会已成为电力调度交易信息报送与披露的主要方式，同时利用调度日报、电力交易大厅服务业务、电力生产电话例会、文件等方式向不同市场主体开展信息公开工作。

四、监管职责履行情况

（一）促进电能交易，优化资源配置

1.坚持电能交易会商制度，及时了解跨省跨区交易形势，协调交易机构根据电力供需实际形势调整交易计划。

2.密切关注跨省跨区输电通道利用情况，发现问题及时督促电网企业采取措施提高输送能力。针对川渝联络线最大输送功率下降制约四川富余水电外送的情况，进行现场调研，分析负荷不平衡的原因，提出监管建议。

（二）推进电力市场建设，不断完善交易机制

1.积极推进大用户直购电试点工作

按照国家能源局安排，积极推进大用户直购电试点工作。参加国家能源局市场监管司组织的江西省大用户与发电企业直接交易座谈会及其调研，会同湖北省有关部门研究制定大用户与发电企业直接交易办法。针对华中水电比例较高的实际情况，向国家能源局提出在水电较多省份测算大用户直接交易输配电价的有关建议。

2.积极推进跨省跨区电能交易

针对目前跨省区电能交易上网电价不能变动，价格信号无法反映资源稀缺程度，不能按市场方式配置电力资源，不利于电力交易开展的问题，结合区域内电网企业和发电企业的诉求，专题向国家能源局上报《关于跨省跨区电力交易价格的请示》。国家能源局非常重视，组织专题会议进行研究，同意按照市场规则组织交易。

（三）规范电力市场秩序，维护市场主体合法利益

继续坚持厂网联席会议制度、监管报告制度、合同（协议）备案制度、信息报送与披露制度、监管约谈约访等“五项制度”，加强厂网界面监管。

1.深入推进并网运行考核和辅助服务补偿工作，提高并网运行管理水平

建立定期审核两个细则运行结果，不定期现场检查的事中事后监管制度。先后对湖北、江西、重庆三省（市）调度机构的两个细则技术支持系统进行现场检查，并对并网运行管理、辅助服务调用及免考核情况进行核查。

积极推动重庆电网D5000平台上的两个细则技术支持系统建设，于2013年9月和12月先后组织技术专家和发电企业对该系统进行测试和验收，并组织召开模拟运行启动会，启动模拟运行工作。

2.做好差额资金的分配工作

严格执行《发电机组进入及退出商业运营管理办法》，做好差额资金的分配工作。自2011年11月以来，湖北、重庆两省市的新建机组差额资金合计分别为3526万元、2180.96万元，均已全部纳入两个细则，作为辅助服务补偿资金进行分配。

3.加强新建机组进入商业运营监管

针对非水电可再生能源不积极开展转商业运营的问题，华中能源监管局专门印发《关于<华中区域发电机组进入及退出商业运营管理实施细则（试行）>有关问题的补充通知》，对符合条件的水电、风电、生物质、综合利用火电及增容改造机组及时办理进入商业运营手续；对不符合条件的严格执行规定，耐心解释政策，帮助尽早满足条件。

4.高度关注可再生能源发展

对汉口绿色能源有限公司等5家新能源企业开展专项调研。针对黄石市黄金山工业新区光伏电站由于不熟悉有关规定，导致上网电费38.24万元迟迟未能结算的问题，开展专题研究，协调有关部门在符合国家有关政策的前提下解决该光伏电站临时结算电费问题，并指导该光伏电站尽快完成办理转商运的有关规定手续。

5.积极协调嘉陵江、乌江流域水电优化调度

针对重庆嘉陵江、乌江流域梯级电站存在跨省、跨电网、跨投资主体、跨监管区域的特点，建立了监管机构（华中监管局、四川监管办和贵州监管办）、电网企业（重庆电网、贵州电网和四川电网）和发电企业（彭水电站、银盘电站和草街电站）“三位一体”的信息共享与协调机制，进一步提高了两大流域的水能利用率和水电对重庆电网的顶峰作用。

6.落实简政放权相关政策

取消新建机组转商运现场核查工作制度，不再组织对新建发电机组首次并网前进行现场核查。按照国家能源局行政审批事项有关要求，及时发文停止华中区域跨省区电能交易市场准入审批项目。

五、监管评价

（一）值得肯定的做法

1.华中区域跨区跨省电能交易成效显著

2013年，华中区域跨区跨省电能交易在保障电力供应和消纳富余水电方面取得明显成效。一是加大跨省电能交易力度，确保各省市电力供应。迎峰度夏期间，全区域及各省市用电负荷屡创新高，电力供应十分紧张，通过开展省间临时电力交易，确保了四川、湖南、江西、重庆等省市平稳度过用电高峰，全区域实现连续两年未出现拉闸限电情况。二是积极开展灵活跨省跨区交易，全力消纳四川富余水电。一方面在迎峰度夏期间组织河南、湖北电网高峰电力支援四川，减少四川电网高峰火电开机，为消纳低谷富余水电腾出空间，另一方面组织湖北、河南电网消纳四川低谷富余水电。三是挖掘内部潜力，支持区外迎峰度夏。迎峰度夏期间，华东电网出现了较长时间的电力供应紧张局面。华中电网克服自身困难组织河南、湖北、江西最大电力236万千瓦紧急支援华东。

2013年，华中区域实时电能交易达46次，有效缓解部分省市高峰电力供应紧张局面；水电应急交易电量71亿千瓦时，有效促进了水能资源优化利用；四川弃水调峰损失电量约26亿千瓦时，同比大幅减少54%。

2.发电权交易深入开展，成绩突出

发电权交易主体从关停机组逐渐扩大到在役机组，交易形式从最初的厂内置换逐渐扩大到跨厂、跨集团的交易，交易模式由最初单一的双边交易发展到竞价交易、双边交易等多种方式相结合的模式，交易周期由最初的年度交易扩大到以年度交易为主，季度、月度交易为辅的多时段灵活交易。

3.发挥大电网优势，实现省间备用资源共享

调度机构充分发挥大电网优势，利用负荷互补特性，合理调整跨省交易，实现省间备用资源共享。一是为解决江西电网高峰备用不足的矛盾，调度机构根据湖北江西两省日最大用电负荷出现的时间不同，湖北电网出现在晚高峰，江西电网出现在早高峰，采取晚高峰时江西电网支援湖北电网30万千瓦，早高峰时湖北电网支援江西电网30万千瓦，充分发挥了互联电网的作用。二是充分发挥大电网的错峰效应，利用华东电网与四川电网高峰用电有1小时时差，在四川电网高峰时少送华东电网200万千瓦电力，缓解四川电网夏季高峰电力供应短缺的矛盾。

4.两个细则的实施促进电厂参与AGC等辅助服务的积极性

通过大力推动火电厂AGC跟踪超短期负荷预报工作，大大提高了火电厂实时计划与用电负荷的超前平衡能力，不仅提高了火电厂参与联络线调节的积极性，而且减少了调峰调频水电厂的调整压力。湖北清江电厂是华中电网的调峰调频主力电厂，长期以来承担了大量调频调峰任务，两个细则的实施使其运行状况得到明显改善，机组穿越振动区次数、小出力运行时间及运行率、机组进相调压情况均有明显减少。

（二）存在的主要问题

1.市场化的电能交易机制仍不健全

跨区跨省电能交易中，送端电网必须按价格主管部门核定的上网电价与发电企业结算，交易电价的管制在供大于求的形势下降低了电力市场的活跃程度。大用户直接交易试点在输配电价测算、工作方案、交易规则、交易组织、合同签订及执行等方面仍存在问题。

2.省间联络线输送容量严重不足

自2008年以来，华中电网省间联络线未新增输电线路和输变电容量，目前华中区域内所有的省间断面（川渝、鄂豫、鄂赣、鄂湘、鄂渝）均存在受限问题。随着四川水电的投产和用电需求的增长，跨省区电能交易的规模不断扩大。省间联络线输送容量不足严重制约了区域内电力供应保障和资源优化配置。

3.电力调度信息披露和公开力度仍不够

调度信息披露存在不及时、不全面、不透明的问题。一是两个细则考核信息（日发电量考核除外）按月发布，由于机组运行时不能实时得到“两个细则”考核的数据，导致电厂无法及时跟踪改进，不能实现全员全程监控。二是电网公司年度运行方式、月度新增装机、月度外送外购电、各月弃水电量、各电站各月电量构成等信息没有披露。两个细则数据只有每个月的汇总结果，没有每日考核与补偿明细，发电企业无法判断考核与补偿统计是否准确，只能被动接受结果。三是调度机构对电厂的信息披露均采用“背靠背”方式，对机组启停，各台机组负荷曲线，各机组运行考核和提供辅助服务等信息实行严格管制，发电企业只能看到本厂信息。

4.“三公”调度实施难

一是地方政府年度发电计划制订和调整随意性大。二是电源布局不合理，电网重载断面、重载时间较多，安全控制要求对部分电厂存在最大或最小出力限制的情况没有明显改善；发电机组检修、环保设施改造及电网基建施工等任务繁重，发电计划安排受制较多。三是在电力市场供大于求时，发电企业抢发电量的愿望在一定程度上影响电力交易和发电方式的合理安排，也降低了发电效率。

5.仍存在电力市场秩序不规范的行为

个别省新机商转差额资金没有分配，抽水蓄能电站运行时间严重不足，并网运行考核和辅助服务补偿存在违规减免，不能按时报送“两个细则”报表，不能及时备案《购售电合同》《跨省区交易合同》以及《并网调度协议》。无发电业务许可证的电厂并网发电，以及没有办理发电业务许可证提前结算电费。在并网接入施工和测试方面，存在“三指定”问题。在脱硝设施投入后，电价按时执行到位困难。

6.新能源发展仍面临问题

风电、光伏发电、生物质等新能源电厂配套送出工程建设进度严重滞后于电源建设。各类补贴资金拨付拖延时间较长。接网工程补贴标准偏低。

部分地市供电公司在制定接入系统方案时，制定的方案不经济合理，造成不必要的浪费。光伏发电合同能源管理项目“自发自用”电量与用户结算时，用户拖欠电费严重。