二、存在的问题
（一）现有大电网优势发挥不够充分，资源优化配置能力不足
近年来，我国“三北”、“西南”地区出现较为严重的弃风、弃光、弃水、弃核问题，且日益突出；与此同时，大型、高效燃煤机组调峰任务增多，利用小时逐年下降，开机负荷率也明显降低，主要体现在以下几个方面：
1.按照行政区划分调度控制区，控制区范围缩小
目前，我国大部分调度独立控制区按行政区划设置；同时，个别长期一体化运行的区域，出现了发电调度运行“化区域为省”的现象，导致出现负荷峰谷互补能力有所降低、备用容量和调频需求增加、电网运行难度增加、资源优化配置能力下降等问题。
专栏2：部分独立控制区设置不利于整体资源优化配置
建国后，京津唐电网长期为统一调度区。2009年，华北电网公司根据国家电网公司要求调整了调度管辖范围，天津市电力公司独立制定日发电计划。京津唐地区电力系统运行出现了调频备用等辅助服务需求增加、省间联络线控制难度加大等问题。从实际运行情况来看，天津电网2014年被取消独立控制区205次，其中冬季供热期123次，以满足冀北风电夜间消纳、京津唐全区系统备用、天津电网发电厂检修试验等需求。
2.按较小控制区安排开机，电力系统旋转备用偏高
当前电力调度普遍采用分调度区独立的原则安排旋转备用，除华东进行区域旋转备用共享尝试外，其他区域普遍没有统一按照区域预留旋转备用，现有大电网互联互济的作用未能充分发挥。在分省备用的情况下，不少省份实际旋转备用偏高。
专栏3：部分省网电力系统旋转备用偏高
1.2014年1月10日，河南省电网旋转备用率20.9%；2015年1月10日，河南省电网旋转备用率19.2%。
2.江苏省电网2015年2、3月份平均旋转备用率分别为10.90%与9.50%。
3.调峰缺乏激励机制，电力企业建设运行调峰电源积极性不高
有偿调峰等辅助服务缺乏市场定价机制，机组电力的价值难以有效体现。近阶段，新建机组以发电量最大化为目标，长远上看削弱了电网调峰能力，降低了电力系统运行效率。
专栏4：现行机制调峰激励不足，电源深度调峰能力受限
四川为水电大省，需要大量调峰电源，但是经济激励措施不够，燃煤机组调峰缺乏积极性。2014年，实际运行中燃煤机组最低负荷均高于50%，不及行业一般水平，间接影响了水电消纳。
（二）部分电力调度机构管理不够规范，发电机组并网运行管理严肃性不足
为保证电力系统安全、稳定、经济运行，各有关部门依据法律法规制定了系统的标准、规程、规范性文件，但部分电力调度机构管理不够规范。
1.部分电力调度机构对合同约定重视不足，年度合同执行率偏差大
部分电力调度机构对电量合同约定重视不足，中长期合同执行偏差大。蒙西、宁夏等地，部分年度合同执行完成率偏差超2%，违反了《国家发改委关于加强和改进发电运行调节管理的指导意见》（发改运行〔2014〕985号）和《关于学习贯彻<国家发改委关于加强和改进发电运行调节管理的指导意见>有关要求的通知》（国能综监管〔2014〕567号）等文件要求。
