(二)可再生能源消納壓力仍然較大
法律第13條規(guī)定
，國家鼓勵和支持可再生能源并網(wǎng)發(fā)電
。檢查中發(fā)現(xiàn)，受多種因素影響
，一些局部地區(qū)棄電率仍然偏高
，可再生能源消納問題仍需重視
。“十二五”以來
，我國包括可再生能源在內(nèi)的各類電源保持快速增長
，而用電需求不夠平衡，消納市場容量不足
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？稍偕茉锤患瘏^(qū)與用電負(fù)荷區(qū)不匹配，一些地方出于利益考慮不優(yōu)先接受外來電力
，行政區(qū)域間壁壘嚴(yán)重
，可再生能源異地消納矛盾較為突出。同時
，我國電源結(jié)構(gòu)性矛盾突出
，缺少抽水蓄能等靈活調(diào)節(jié)電源與可再生能源匹配，特別是在冬季供暖期
，煤電機組熱電聯(lián)產(chǎn)與可再生能源電力消納矛盾更加突出
。如吉林裝機容量是用電負(fù)荷的2.6—5.8倍，省內(nèi)電源持續(xù)富余
，特別是在冬季供暖期
，保證供熱的火電最小發(fā)電出力比低谷用電負(fù)荷高210—320萬千瓦，電網(wǎng)調(diào)峰困難
。由于一些可再生能源資源富集的重點地區(qū)缺乏針對性政策安排
，可再生能源電力消納壓力很大
，一定程度影響和制約了可再生能源的健康快速發(fā)展。
(三)全額保障性收購制度落實尚不到位
法律第14條規(guī)定
，國家實行可再生能源發(fā)電全額保障性收購制度
。檢查中發(fā)現(xiàn)，個別省份暫未達(dá)到國家規(guī)定的最低保障收購年利用小時數(shù)
，且存在以低于國家有關(guān)政策明確的電價水平收購的情況
。如寧夏2018年自行制定風(fēng)電最低保障性收購利用小時數(shù)為750—850小時，遠(yuǎn)低于國家核定的1850小時最低保障收購小時數(shù)
。甘肅2018年自行設(shè)置的風(fēng)電
、光伏發(fā)電保障性收購小時數(shù)分別為774小時和479小時，距國家保障性收購政策規(guī)定的風(fēng)電1800小時和光伏發(fā)電1500小時差距較大;實際風(fēng)電
、光伏發(fā)電利用小時數(shù)中，大部分電量屬于低價市場化交易
，發(fā)電企業(yè)合法權(quán)益保障不足
。
(四)電價補償和發(fā)展基金問題較為突出
法律第20條規(guī)定，收購可再生能源電量所發(fā)生的費用
，高于按照常規(guī)能源發(fā)電平均上網(wǎng)電價計算所發(fā)生費用之間的差額
，由在全國范圍對銷售電量征收可再生能源電價附加補償。法律第24條規(guī)定
，國家財政設(shè)立可再生能源發(fā)展基金
，資金來源包括國家財政年度安排的專項資金和依法征收的可再生能源電價附加收入等。檢查中各地反映
，電價補償政策落實不到位
，補貼資金來源不足，補貼發(fā)放不及時
，影響企業(yè)正常經(jīng)營和發(fā)展
。國家相關(guān)部門反映，現(xiàn)行可再生能源發(fā)電補貼政策已遠(yuǎn)不能滿足可再生能源發(fā)展需要
。目前征收總額僅能滿足2015年底前已并網(wǎng)項目的補貼需求
，“十三五”期間90%以上新增可再生能源發(fā)電項目補貼資金來源尚未落實。一是可再生能源電價附加未及時調(diào)整
。2016年可再生能源電價附加征收標(biāo)準(zhǔn)提高到每千瓦時1.9分
，后期未作調(diào)整，其他資金來源不足
，補償缺口逐步擴大
。二是電價附加未依法嚴(yán)格征收。第三方評估報告指出
，2015—2018年可再生能源電價平均附加征收率僅為84.4%
。各地方廣泛存在著只對公共電網(wǎng)工商業(yè)用戶征收
，對自備電廠用戶、地方電網(wǎng)用電長期未征
、少征等問題
。三是發(fā)展規(guī)模缺乏有效控制�
？稍偕茉窗l(fā)展初期
，電價調(diào)整滯后于技術(shù)發(fā)展水平，部分可再生能源企業(yè)追求高投資回報
，非理性投資
，搶裝機、搶上網(wǎng)問題突出
，一些地方未按照國家規(guī)劃有效控制本地區(qū)發(fā)展規(guī)模
，加劇了補貼缺口。
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