(二)可再生能源消納壓力仍然較大

法律第13條規定，國家鼓勵和支持可再生能源并網發電。檢查中發現，受多種因素影響，一些局部地區棄電率仍然偏高，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。可再生能源富集區與用電負荷區不匹配，一些地方出于利益考慮不優先接受外來電力，行政區域間壁壘嚴重，可再生能源異地消納矛盾較為突出。同時，我國電源結構性矛盾突出，缺少抽水蓄能等靈活調節電源與可再生能源匹配，特別是在冬季供暖期，煤電機組熱電聯產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荷的2.6—5.8倍，省內電源持續富余，特別是在冬季供暖期，保證供熱的火電最小發電出力比低谷用電負荷高210—320萬千瓦，電網調峰困難。由于一些可再生能源資源富集的重點地區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展。

(三)全額保障性收購制度落實尚不到位

法律第14條規定，國家實行可再生能源發電全額保障性收購制度。檢查中發現，個別省份暫未達到國家規定的最低保障收購年利用小時數，且存在以低于國家有關政策明確的電價水平收購的情況。如寧夏2018年自行制定風電最低保障性收購利用小時數為750—850小時，遠低于國家核定的1850小時最低保障收購小時數。甘肅2018年自行設置的風電、光伏發電保障性收購小時數分別為774小時和479小時，距國家保障性收購政策規定的風電1800小時和光伏發電1500小時差距較大;實際風電、光伏發電利用小時數中，大部分電量屬于低價市場化交易，發電企業合法權益保障不足。

(四)電價補償和發展基金問題較為突出

法律第20條規定，收購可再生能源電量所發生的費用，高于按照常規能源發電平均上網電價計算所發生費用之間的差額，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條規定，國家財政設立可再生能源發展基金，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，補貼發放不及時，影響企業正常經營和發展。國家相關部門反映，現行可再生能源發電補貼政策已遠不能滿足可再生能源發展需要。目前征收總額僅能滿足2015年底前已并網項目的補貼需求，“十三五”期間90%以上新增可再生能源發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整。2016年可再生能源電價附加征收標準提高到每千瓦時1.9分，后期未作調整，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工商業用戶征收，對自備電廠用戶、地方電網用電長期未征、少征等問題。三是發展規模缺乏有效控制。可再生能源發展初期，電價調整滯后于技術發展水平，部分可再生能源企業追求高投資回報，非理性投資，搶裝機、搶上網問題突出，一些地方未按照國家規劃有效控制本地區發展規模，加劇了補貼缺口。