尽管上半年跨省区电能交易形势趋好，发电权交易也保持稳定，但中国跨省区电能交易和发电权交易依然存在一些问题，影响资源优化配置和清洁能源消纳。
电监会透露，国家电网公司制定年度跨省区电能交易计划时，未充分考虑资源配置的必要性、合理性及供需双方的实际需求，在优先安排跨区交易计划的基础上再制定跨省交易计划，进而影响到各省年度电力平衡计划。承担“点对网”跨省区送电机组的计划电量分配由电网企业主导，部分机组利用小时明显高于受电地区，影响市场公平。
电监会称，跨省区交易上网电价被政策锁定，发电主体和购电主体失去了根据供需形势自由商定价格的权利，降低了市场活力。同时，也造成发电企业外送电量的分配缺乏了竞争原则，增加了电网企业组织分配外送电量的自由裁量权，存在个别电网企业指定电厂外送或主导外送电量分配的情况。
此外，部分地区因外送通道建设滞后，配套风火替代交易、调峰补偿机制尚不健全，水电、风电等清洁能源消纳困难。
今年上半年，湖南、宁夏、黑龙江等省区发电权交易降幅分别为75%、87%、55%，对应60万千瓦机组比30万千瓦机组平均利用小时数分别低了590、154、759小时，倒挂问题严重。云南等部分未开展发电权交易的地区，也存在着大小机组利用小时数倒挂问题。
同时，个别电网企业在组织和实施跨省区电能交易与发电权交易过程中，未能按有关规定披露相关信息，发电企业无法及时、准确了解所参与交易电量的安排情况和实际流向，部分购电省网公司在跨区交易中也不能及时、准确获悉所购电量的实际来源。
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