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专栏17：政府间协议难以落实
1. 南方区域西电东送每年都面临着合同签订难的问题。 2015年度云南和贵州送广东、云南送广西年度交易合同，截至检查之日仍未签订，形成了大规模无合同交易。
2. 2014年，国网公司、华东电网公司与省级电网公司关于三峡、川电东送、四川水电等年度电能交易合同分别于2014年7月、2014年11月才签订，存在购售电合同签订滞后问题。
专栏18：国网公司要求部分下属公司交易价格按内部协商定价结算
为保障供电安全，京津冀电网长期统一运行管理，内部进行结算。2011年开始，按国网公司要求，京津冀分开核算，华北电网与京津冀电力公司交易价格按照内部协商定价结算。例如，与北京结算的基数容量电价为0.04167元/千瓦，基数外容量电价为0.01052元/千瓦;与冀北结算基数容量电价0.0055元/千瓦，基数外容量电价为0.01052元/千瓦;与天津结算基数容量电价0.02723元/千瓦，基数外容量电价为0.01052元/千瓦，均无国家核价文件支持。
专栏19：部分跨省区交易顺序不合理
2015年5月4日，广西电网公司与广东电网公司签订了5月份临时交易单(只有最大送电电力及曲线，不包括送电价格)。实际上广西与广东的临时交易为省间电力余缺调剂，从广西受西电电力曲线中转让一部分给广东。在未滚动调整直送广东天一、天二、龙滩年度合同分月计划送电比例以及开展云电送桂合同转让的前提下，优先组织区内燃煤机组降价送电，交易顺序不合理。
专栏20：部分跨省区交易资源优化配置效果不显著
2014年跨区交易中，西北区域消纳四川水电44.42亿千瓦时，同期西北区域弃风18.78亿千瓦时;华北消纳东北风电60.1亿千瓦时，同期河北地区产生弃风22.48亿千瓦时。
(五)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。
专栏21：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(修订稿)》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2014年12月26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”。
(六)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。
专栏22：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。
3. 云南省鲁布革电站年度计划安排较多，基本带基荷运行，违背其作为南方电网调频调峰电厂功能定位原则。2014年7至9月云南省大规模弃水的背景下，鲁布革电站的发电负荷率基本保持在92%至99%之间，是云南电网负荷率最高的电站。
4. 安徽省政府有关部门在安排安徽省2014年发电计划时，将年度计划与本地煤炭消纳挂钩，对淮北国安电厂、国电宿州电厂、大唐洛河电厂等30万千瓦级机组发电企业增加150小时的发电利用小时数，造成煤耗排放较低的60万千瓦机组发电份额降低。
5. 上海年度计划抽水电量未采取公开自愿招标方式，而由上海市政府有关部门在安排年度发电量计划时直接指定发电企业承担。
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