在检查中，工作组还发现了七大问题，有待改进。

　　一是光伏项目存在超规模建设并网的现象。近年来，随着国家对清洁能源产业的支持，光伏发电建设规模快速增长。从检查情况看，自2014年国家开始下达年度规模以来，陕西实际并网容量442.67万千瓦，超出国家下达规模75.72万千瓦。

　　二是电网电源规划建设不配套，局部地区弃光率依旧维持在较高水平。由于各省在规划光伏电站时，优先发展日照资源丰富、地理条件较好的地区，但当地消纳能力不足，电网建设及升级改造相对滞后，外送通道受限，造成弃光限电率较高。

　　比如，陕西地方电网内的光伏项目（含光伏扶贫）快速发展，受当地用电负荷限制，部分光伏发电量需要上一级电网消纳，由于国网陕西公司不予结算倒送电量，导致光伏弃光率加剧，个别光伏电站弃光率达到34%。

　　结合具体数值来看，陕北地区光伏发电总装机容量为375.25万千瓦，占到全省光伏装机总量的84.66%，弃光率平均达到14.8%；宁夏吴忠、中卫地区光伏发电总装机容量为335.8万千瓦，占到全区光伏装机总量的57.12%，弃光率平均达到7.4%；青海海南、海西州光伏发电总装机容量为738.35万千瓦，占到全区光伏装机总量的94.2%，弃光率平均达到10.12%。

　　三是电网企业落实光伏项目接网工程政策不到位。按照国务院《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（下称《通知》）要求：“接入公共电网的光伏发电项目，其接网工程以及接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设”，但从检查情况看，陕西、宁夏光伏发电项目配套接网工程大部分由光伏发电企业自建，且电网企业开展回购工作缓慢，造成光伏项目投资建设管理不规范，增加了光伏投资成本。

　　四是全额保障性收购光伏发电量政策执行不到位。《通知》要求：“保障性收购电量应由电网企业按标杆上网电价和最低保障收购年利用小时数全额结算，超出最低保障收购年利用小时数的部分应通过市场交易方式消纳”，而检查中发现陕西、宁夏、青海部分光伏电站未达到最低保障收购年利用小时数；同时，通过开展市场化交易，降低了保障利用小时数以内的上网电价，未能达到保障性收购政策的目标要求。

　　五是光伏项目建成后不能及时并网。国网陕西省电力公司电网辖区内部分光伏项目送出工程建设缓慢，光伏项目建成后不能及时并网发电。如陕西榆林市定边县公布井光伏园区330千伏送出线路，于2016年7月核准由国网陕西省电力公司建设，计划2017年6月30日建成投运。由于线路施工建设滞后，导致园区内120兆瓦已建成光伏项目，一年多不能并网发电，随着国家光伏标杆上网电价持续下调，给光伏企业造成巨大损失。

　　六是电费结算不及时。陕西省地方电力公司在支付光伏上网电费中，未做到一口对外、内转外不转，结算工作流程复杂，流转周期长，未能严格按照规定及时结算光伏上网电费，也未及时结算财政拨付的可再生能源补贴，光伏企业经济收益受到影响。

　　七是个别地区存在扰乱光伏项目建设运营秩序情况。陕西省榆林地区在光伏项目开发建设和运营过程中，为了从光伏电站获取相关利益，部分县区存在非法聚众阻工、强行占据生产场所的问题，迫使企业增加不合理补偿,导致项目无法正常推进，严重影响了光伏电站的正常生产秩序，破坏了当地营商环境。

　　大力优化环境完善配套措施

　　为优化市场环境，完善配套措施，促进光伏行业健康发展，针对上述问题，提出以下四点建议。

　　一是采取有效措施，补足拖欠的光伏补贴资金。进一步优化报送、审批流程，缩短申报补贴目录的审批周期；完善可再生能源补贴支付流程，加快补贴资金发放进度，缓解企业资金压力，促进新能源行业健康发展。

　　二是不断优化营商环境，减轻光伏发电企业负担。建议各地方政府按照国家有关政策，统一土地使用收费标准，做好信息公开，制止、纠正不合理收费，降低运营成本，减轻光伏发电企业负担。各地方政府应增强服务意识，采取有效措施，保护和支持企业正常的投资行为，进一步规范光伏建设开发和运营秩序，营造良好的营商环境。

　　三是加快实施可再生能源电力配额制度。建议尽快出台可再生能源发电配额考核机制，提高可再生能源电力消纳比例，进一步调动地方政府积极性，加快省内电网及外送通道建设，缓解光伏弃光限电现象，加大可再生能源对化石能源的替代力度，推进我国能源低碳转型。

　　四是加大对智能微电网、储能系统的政策扶持。建议在集中式新能源发电基地配置储能电站，实现储能系统与新能源的协调优化运行，支持建设多应用场景下的智能微电网系统和分布式储能项目，逐步改变对单一新能源形式的补贴政策，转向对能源网络及系统的扶持，提升企业盈利空间，提高能源资源的利用率。

　　下一步，西北能源监管局将督促陕、宁、青三省（区）相关电网企业对存在问题进行整改，不断规范光伏发电建设和运营秩序，加大常态化监管工作力度，密切跟踪有关工作动态，及时发现新问题，促进光伏行业健康有序发展。