二、存在问题

　　（一）光伏项目存在超规模建设并网

　　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）电网电源规划建设不配套，局部地区弃光率较高

　　检查中发现，各省（区）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，由于当地消纳能力不足，而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。如：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%。

　　近年来，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%。

　　（三）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》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）全额保障性收购光伏发电量政策执行不到位

　　依照国家发改委国家能源局《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》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”，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）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）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）个别地区存在扰乱光伏项目建设运营秩序情况

　　检查中发现，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。