据了解，2019年重点专项监管报告是根据《国家能源局综合司关于印发2019年重点专项监管工作方案的通知》(国能综通监管〔2019〕38号)，国家能源局组织各派出机构开展了用户“获得电力”优质服务情况、清洁能源消纳、12398热线投诉举报共性问题重点专项监管，在日常监管、企业自查、现场检查的基础上形成了该报告。
中国电力网(微信公众号：China_Power_com_cn)发现，该报告点名批评了部分供电企业用电报装业务办理时间超出国家能源局《压缩用电报装时间实施方案》规定的时限要求;业务办理存在“体外循环”，重复或滞后发起系统流程、补填或涂改时间记录，用电报装时间统计信息不准确等问题。
报告内容显示，部分供电企业违规收费或由关联企业变相违规收费;投资界面不清晰，随意扩大用户受电工程范围，将部分应由供电企业承担的费用转嫁给用户;在交费协议中对用户交费金额、方式设置不清晰或隐含预付费条件;对用户变更信息不及时导致重复收费。
同时，部分电力调度机构未明确弃风情况下风电场站调用原则，相同条件下不同风电场站弃风比例差异较大;部分电力交易机构未与部分新建机组在调试前签订购售电合同，导致发电企业不能按期结算并网调试期上网电费。
2019年重点专项监管报告详情如下：
一、基本情况
国家能源局严格落实中央“基层减负年”部署要求，将重点专项监管与能源行业漠视侵害群众利益问题专项整治、农网改造升级大排查工作统筹安排、协同推进，努力减轻基层负担。各派出机构坚持目标引领和问题导向，认真制定实施方案和工作台账，按照启动部署、自查整改、现场监管等步骤，全面摸底排查，深入调研督导，严格行政执法，确保重点专项监管工作取得实效。在监管工作中，国家能源局集中全局力量，组成15个工作组，在全国范围内进行了调研督导和现场监管。
从监管情况看，各电网公司及各级供电企业基本能够落实重点专项监管工作要求，注重拓展服务渠道、创新服务方式，努力提高供电质量和供电服务水平，积极解决人民群众反映的各类用电问题，取得了较好成效。在监管中也发现了部分企业在用电报装办理、配电网运维管理和市场交易组织等方面存在的问题。
二、存在问题
经统计，国家能源局工作组和各派出机构在重点专项监管中共发现各类问题717项。本报告按照同类合并、通报典型原则，重点披露以下问题。
(一)用电业务办理时间超出国家规定时限或业务办理“体外循环”，时间信息不真实
部分供电企业用电报装业务办理时间超出国家能源局《压缩用电报装时间实施方案》规定的时限要求;业务办理存在“体外循环”，重复或滞后发起系统流程、补填或涂改时间记录，用电报装时间统计信息不准确等问题。
专栏1：
1.广东湛江供电局在竣工检验和装表接电环节超时率达35%;内蒙古赤峰、山西太原、河南邓州、贵州湄潭等地区供电企业部分用电报装资料不符合逻辑，业务办理环节时间倒置。
2.天津城西、西藏林芝等地区供电企业营销系统记录时间与业扩资料记录时间不一致，或与实际情况不一致;宁夏石嘴山、安徽阜阳、广西贺州等地区供电企业存在先办理用电业务、后发起系统流程的现象;新疆喀什供电公司部分低压非居民新装用电业务直至装表接电环节才发起系统流程。
(二)办电资料或环节精简不到位，线上报装系统功能不完善或推行力度不够
部分供电企业办电资料或环节精简不到位，有的增设审批、承诺事项，有的报装申请资料繁杂，有的线上办电系统功能不完善或推行力度不够，制约了“获得电力”便利化水平提升。
专栏2：
3.福建闽侯等地区供电企业对部分用电报装项目增设“前期办电指导”环节;湖北新洲等地区供电企业要求低压用电报装必须委托台区网格员办理;浙江省电力有限公司在用电报装业务办理中对110kV及以上用户增设“接入系统审批”环节。
4.河北承德、唐山等地区供电企业要求新装用户既提交纸质用电申请资料，又使用“掌上电力”APP重复提交业务申请;江苏无锡供电公司在办电报装办理过程中重复收取营业执照、法人身份证复印件。
5.海南三亚供电局在个别用户用电报装时，要求提供包括管委会报装函、中标通知书、管理合同等11项报装申请资料。
(三)接电和抄表收费不规范，违规收费情况依然存在
部分供电企业违规收费或由关联企业变相违规收费;投资界面不清晰，随意扩大用户受电工程范围，将部分应由供电企业承担的费用转嫁给用户;在交费协议中对用户交费金额、方式设置不清晰或隐含预付费条件;对用户变更信息不及时导致重复收费。
专栏3：
6.云南电网有限责任公司对部分使用变电站间隔和既有电缆通道的用户收取租赁费，违反《国家发展改革委办公厅关于清理规范电网和转供电环节收费有关事项的通知》(发改办价格〔2018〕787号)规定;广西富川水电公司自立名目收取电能表材料费、电表押金、验表费等。
7.安徽亳州、陕西延安等地区供电企业将计量、用电信息采集、负控装置等本应由供电企业承担的费用转嫁至部分用户承担;海南三亚供电局将计量装置辅件有关费用转嫁至用户，2017年至2019年5月份累计约600万元。
8.浙江省电力有限公司统一印制《低压电力智能交费服务协议》相关条款限制用户变更交费方式的选择权，且对用户交费金额、方式设置不清晰，并在办理过程中对用户的知情权和选择权没有充分告知;重庆市电力公司在推广智能交费时设置隐含预付费条件，且要求预付费账户余额不得低于20元。
9.内蒙古呼和浩特赛罕供电分局因电量采集不及时导致部分用户用电递升阶梯，电费升高，连续两次被通报仍未采取有效措施予以解决。
(四)配电网网架结构薄弱，低电压频繁停电问题较为突出
部分农村地区配电网架构薄弱，供电能力不足，低电压、频繁停电等问题多发频发;部分供电企业电网运行方式安排不合理、计划检修统筹不科学、停电抢修不及时，供电“两率”数据管理不规范、统计不准确。
专栏4：
10.河南信阳、周口、驻马店等地区，河北唐山、沧州、保定等地区，湖北恩施、黄冈等地区，陕西西安、汉中等地区，广西贺州、玉林等地区，贵州毕节、铜仁等地区农村配电网基础设施较为薄弱，当地群众反映的低电压和频繁停电问题较为突出，投诉举报数量偏高。
11.四川省部分藏区县配电网建设投资不足，网架薄弱，供电能力、供电可靠性较低，频繁停电、低电压等问题突出。
12.宁夏石嘴山供电公司停电计划执行率偏低，2019年1月、5月计划检修执行率为71.43%、77.5%;陕西西安供电公司2019年1月主网停电工作中临时检修占比达50%，配电网停电计划完成率仅为39%。
(五)用户受电工程市场公平开放不到位，市场竞争不充分
部分供电企业区别对待关联企业和其他承装(修、试)电力设施企业，影响和阻碍市场公平开放;其关联企业利用特殊地位，影响公平竞争;对承装(修、试)电力设施许可资质查验把关不严，存在无资质或虚假资质施工单位违规承揽用户工程的现象。
专栏5：
13.湖南郴电国际郴州分公司明确要求该公司各部门直接介入用户工程设计、施工单位确定、材料采购、项目管理等各环节。
14.浙江绍兴、衢州等地区供电企业的关联企业与用户签订的施工合同部分条款显失公平，如要求用户在合同签订后10日内付清全款、未约定质保金或质保期。
15.江苏常熟供电公司的关联企业在当地用户(含居配)接入工程设计、施工、监理市场份额占比100%，河南安阳、湖南株洲等地区供电企业的关联企业电力试验项目市场占有率超过80%。
16.甘肃酒泉、河南西峡等地区供电企业对承装(修、试)电力设施许可资质审核把关不严，个别未取得资质或资质已注销的施工企业仍在承揽用户工程。
(六)信息发布不规范，办电透明度有待进一步提高
部分供电企业对用户“获得电力”优质服务举措宣传贯彻不到位，宣传内容与优化用电营商环境政策不相符;部分供电企业未按照《供电企业信息公开实施办法》要求，及时、准确、全面地公开相关信息;个别电力交易机构未及时向清洁能源发电企业披露与市场交易相关的安全约束、出清结果等信息。
专栏6：
17.国家电网有限公司部分供电企业在门户网站、供电营业场所等处公开的《供电服务“十项承诺”》中，对部分用电业务的办理时限规定不符合国家能源局《压缩用电报装时间实施方案》要求;安徽安庆等地区供电企业门户网站未公布营业网点信息。
18.甘肃兰州供电公司停电计划制定不严谨，停电时间预测偏差较大，不利于群众合理安排生产生活用电;山西朔州山阴、右玉等地区供电企业只发布计划检修停电信息，其他故障停电信息未发布。
19.山西电力交易机构新能源交易公布出清结果耗时较长，外送交易公告时间较短;信息披露不完整，缺少关键输电通道剩余可用能力、关键设备检修预安排等安全约束信息。
(七)调度运行和并网管理不严格，未平等对待清洁能源发电企业
部分电力调度机构未明确弃风情况下风电场站调用原则，相同条件下不同风电场站弃风比例差异较大;部分电力交易机构未与部分新建机组在调试前签订购售电合同，导致发电企业不能按期结算并网调试期上网电费。
专栏7：
20.冀北电力调度机构未明确弃风情况下风电场站调用原则，同一风力资源区、同一输电断面的不同风电场站弃风比例差异较大。
21.辽宁电力交易机构未与新建机组并网前签订购售电合同，未与发电企业按期结算并网调试期上网电费，影响发电企业效益。
(八)组织交易不规范，交易规则执行不到位
个别电力交易机构未按交易方案组织市场交易，定向扩大市场交易规模;未按要求提交调度机构进行安全校核;新能源发电计划安排不合理，执行进度差异较大;省间外送电交易合同执行率较低。
专栏8：
22.新疆电力交易机构未遵循交易方案，超规模组织新能源与燃煤自备电厂调峰替代交易，挤占了新能源优先发电和市场化交易电量空间。
23.蒙东电力交易机构2019年上半年组织的市场化交易均未经电力调度机构安全校核。
24.青海电力交易机构安排新能源基数电量计划无明确原则，在月度电量交易计划编制时，未根据前期各电厂基数电量完成情况进行合理调整，新能源企业基数电量计划完成进度差异较大。
25.四川省电力公司2019年上半年外送电年度交易合同执行率仅为67%，影响省内市场交易边界条件确定和发电企业发电计划制定。
(九)电费结算和补贴发放不及时，承兑汇票比例偏高
部分电网企业结算上网电费、发放可再生能源补贴不及时，对市场交易用户的退费管理不规范，退费时间滞后;支付购电费金额与应付购电费存在差异;向发电企业支付电费中银行承兑汇票比例较高。
专栏9：
26.天津市电力公司存在单月结算多个月电费情况;冀北电力有限公司对可再生能源企业支付补贴不及时;四川省电力公司对市场交易用户的退费管理不规范，退费时间滞后，所属供电企业之间差异明显，退费时间跨度最长达3个月。
27.陕西省电力公司月度支付购电费与应付购电费存在差异，且差额在年底核对清算。
28.贵州电网有限责任公司结算电费中银行承兑汇票比例较高，将用户开具的大部分银行承兑汇票转移支付给发电企业，自行承担比例较低。
(十)对群众投诉举报重视不够，处理质量不高
部分供电企业对12398热线投诉举报共性问题重点专项监管部署滞后、效果不佳;未严格落实12398热线投诉举报事项调查处理要求，内部流程不清晰、调查结果不准确、责任认定不严谨;处理群众投诉举报问题针对性不强、处理质量不高。
专栏10：
29.新疆喀什等地区供电企业对个别用户多次反映低电压的投诉举报事项重视不够，整治问题不及时、不彻底;新疆阿勒泰等地区供电企业处理部分群众投诉举报问题针对性不强，解决措施不具体。
30.湖南平江供电公司没有建立12398热线投诉举报共性问题处理台账，多项投诉举报未及时进行处理;四川泸州供电公司共性问题台账不规范，无基本信息、整改措施等内容;四川省能源投资集团有限责任公司、乐山电力股份有限责任公司工作部署滞后，未能有效组织所辖供电企业开展12398热线投诉举报共性问题专项监管。
三、监管成效
针对重点专项监管发现的问题，国家能源局按照闭环监管工作要求，综合运用会商通报、监管约谈、行政处罚等方式，推动发现问题得到有效解决。对属于国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司的623项问题，国家能源局于2020年4月13日、15日分别与两家电网公司进行了会商通报。在重点专项监管中，两家电网公司按照监管工作要求制定专项工作方案，明确工作措施和时间节点，对国家能源局及派出机构发现的问题即时进行整改，同时坚持举一反三，强化建章立制，不断健全问题解决长效机制。截至5月15日，两家电网公司的562项问题已经整改完毕;其余61项因涉及农网改造、资金投入等因素，也已明确整改措施和预计完成时间，将逐步予以解决。对属于地方电力企业的94项问题，各派出机构向相关企业进行了通报，并责令进行了整改。
总体来看，通过重点专项监管的深入开展，推动了各地用电营商环境持续改善，健全了电力市场交易机制，促进了清洁能源消纳和更大范围的资源优化配置，解决了一批人民群众反映强烈、反复出现、矛盾突出的共性问题，进一步提高了供电质量和供电服务水平。主要体现在以下几个方面。
(一)推动“获得电力”优质服务水平进一步提升
我国用户“获得电力”优质服务水平稳步提升，全国用电营商环境持续优化。2019年10月，世界银行发布的《全球营商环境报告2020》显示，以北京、上海为样本城市参评的我国“获得电力”指标排名由第14位进一步提升至第12位，连续两年保持全球领先水平，部分指标属全球最佳。
专栏11：
1.办电更省时。上海市电力公司无缝对接地方政府“一网通办”和“联审平台”，低压小微企业平均接电时间4.22天，最短仅需1天;福建省电力有限公司促请地方政府对20-200米内的配套电力外线工程占掘路实行备案制，用户办电平均时长较2018年压缩超过1/3;青海省电力公司实现低压业扩配套工程“抢修领料”工作模式，办电效率同比提升32.5%。
2.办电更省心。北京市电力公司创新运用 “互联网+”“大数据”，实现工程管理全流程电子化，用户报装接电全程“指尖”完成;深圳供电局有限公司推出了“零资料”“零审核”的无感低压用电报装，市民仅需“刷脸”即可完成低压报装业务;江苏省电力有限公司在农村地区实现网格化、片区化综合服务，通过深化大数据应用、推广移动作业终端、推进“线上+线下”业务融合，实现农村低压用户办电“一次都不跑”，偏远地区居民用电“7×24预约上门服务”。
3.办电更省钱。广东电网有限责任公司广州供电局创新推行“临电租赁共享”“电能保”等供电服务，降低企业用电成本。2019年，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力(集团)有限责任公司等3家电网公司通过提高低压接入容量、延伸投资界面，合计为用户节省投资约225亿元。
4.信息更透明。重庆市电力公司编制线上线下宣传材料，通过新闻发布会、走访沟通、典型案例宣传等方式全面宣介“三零”服务举措及“掌上电力”APP，方便企业群众知政策、享便利、得实惠。
(二)推动清洁能源消纳能力进一步增强
全国清洁能源装机保持稳步增长，电源结构持续优化，清洁能源消纳水平不断提高，弃电量、弃电率实现“双降”，弃水问题得到有效缓解，风光消纳逐年好转。清洁能源市场化交易机制不断完善，交易组织、安全校核、电量调度等环节精益化管理水平有所提升。电力辅助服务市场建设逐步深化，系统灵活调节能力和安全裕度全面提升，清洁能源消纳空间进一步拓展，能源结构转型升级效果显著。
专栏12：
5.清洁能源消纳整体形势持续向好。2019年，全国主要流域弃水电量约300亿千瓦时，水能利用率96%，同比提高4个百分点。全国弃风电量约169亿千瓦时，平均弃风率4%，同比下降3个百分点。全国弃光电量约46亿千瓦时，平均弃光率2%，同比下降1个百分点。通过电力辅助服务市场深度挖掘系统调峰能力3100万千瓦，促进清洁能源电量增发850亿千瓦时，相当于少消耗2600万吨标煤，少排放1.7万吨二氧化硫、1.6万吨氮氧化物。
6.资源优化配置成效显著。西北区域跨省调峰市场实现了区域资源共享和省间互济，以甘肃为例，2019年区域辅助服务市场为甘肃电网提供调峰电量25.83亿千瓦时，甘肃电网为其他省份提供调峰电量2.28亿千瓦时。东北区域开展跨省调峰支援991次，支援电量近18.12亿千瓦时，并积极协调俄罗斯、朝鲜开展跨国调峰，缓解冬季低谷时期调峰困难。
7.清洁能源消纳空间不断拓展。南方区域提前建成滇西北直流工程，新增云电送粤能力500万千瓦;加强调峰电源建设，新增抽水蓄能装机130万千瓦。东北区域加强清洁能源消纳综合管理，2019年消纳清洁能源发电量830.37亿千瓦时，同比增长14.85%，新能源受限电量15.59亿千瓦时，同比减少46.55%，实现历史最好水平。
8.电力调度运行机制不断完善。华北区域实施集中式光伏扶贫电站优先调度机制，2019年，河北省电力有限公司、冀北电力有限公司、内蒙古电力(集团)有限责任公司光伏扶贫电站合计增发电量1.97亿千瓦时，增收1.56亿元，助力打赢精准脱贫攻坚战。云南开展梯级水电群精细化调度，2019年主汛期全网弃水电量同比减少92.5%，全年弃水电量同比减少158.1亿千瓦时。