(二)可再生能源消纳压力仍然较大

法律第13条规定，国家鼓励和支持可再生能源并网发电。检查中发现，受多种因素影响，一些局部地区弃电率仍然偏高，可再生能源消纳问题仍需重视

。“十二五”以来

，我国包括可再生能源在内的各类电源保持快速增长，而用电需求不够平衡

，消纳市场容量不足
。可再生能源富集区与用电负荷区不匹配

，一些地方出于利益考虑不优先接受外来电力
，行政区域间壁垒严重，可再生能源异地消纳矛盾较为突出。同时，我国电源结构性矛盾突出，缺少抽水蓄能等灵活调节电源与可再生能源匹配
，特别是在冬季供暖期，煤电机组热电联产与可再生能源电力消纳矛盾更加突出。如吉林装机容量是用电负荷的2.6—5.8倍
，省内电源持续富余，特别是在冬季供暖期
，保证供热的火电最小发电出力比低谷用电负荷高210—320万千瓦，电网调峰困难。由于一些可再生能源资源富集的重点地区缺乏针对性政策安排
，可再生能源电力消纳压力很大，一定程度影响和制约了可再生能源的健康快速发展

。

(三)全额保障性收购制度落实尚不到位

法律第14条规定，国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度

。检查中发现，个别省份暂未达到国家规定的最低保障收购年利用小时数
，且存在以低于国家有关政策明确的电价水平收购的情况。如宁夏2018年自行制定风电最低保障性收购利用小时数为750—850小时
，远低于国家核定的1850小时最低保障收购小时数。甘肃2018年自行设置的风电、光伏发电保障性收购小时数分别为774小时和479小时，距国家保障性收购政策规定的风电1800小时和光伏发电1500小时差距较大;实际风电
、光伏发电利用小时数中
，大部分电量属于低价市场化交易
，发电企业合法权益保障不足

。

(四)电价补偿和发展基金问题较为突出

法律第20条规定

，收购可再生能源电量所发生的费用
，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，由在全国范围对销售电量征收可再生能源电价附加补偿
。法律第24条规定，国家财政设立可再生能源发展基金，资金来源包括国家财政年度安排的专项资金和依法征收的可再生能源电价附加收入等
。检查中各地反映，电价补偿政策落实不到位，补贴资金来源不足
，补贴发放不及时
，影响企业正常经营和发展
。国家相关部门反映

，现行可再生能源发电补贴政策已远不能满足可再生能源发展需要。目前征收总额仅能满足2015年底前已并网项目的补贴需求，“十三五”期间90%以上新增可再生能源发电项目补贴资金来源尚未落实。一是可再生能源电价附加未及时调整
。2016年可再生能源电价附加征收标准提高到每千瓦时1.9分，后期未作调整，其他资金来源不足，补偿缺口逐步扩大
。二是电价附加未依法严格征收。第三方评估报告指出，2015—2018年可再生能源电价平均附加征收率仅为84.4%
。各地方广泛存在着只对公共电网工商业用户征收，对自备电厂用户、地方电网用电长期未征、少征等问题。三是发展规模缺乏有效控制。可再生能源发展初期，电价调整滞后于技术发展水平，部分可再生能源企业追求高投资回报，非理性投资
，抢装机、抢上网问题突出，一些地方未按照国家规划有效控制本地区发展规模，加剧了补贴缺口。

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