PVTIME光伏時代消息：2019年2月2日國家能源局網站公布一條光伏相關公告文件《國家能源局2017年度全國光伏發電專項監管報告》。
據悉，為規范光伏發電市場秩序，促進光伏行業健康發展，推動光伏發電各 項政策有效落實，按照《國家能源局 2018 年市場監管工作要點》(國能綜 通監管〔2018〕48 號)的要求，我局組織各派出能源監管機構會同地方 能源主管部門開展了 2017 年度光伏發電專項監管。在匯總分析各地監管 報告的基礎上，形成本報告。
一、基本情況
(一)裝機和電量情況
截至 2017 年底，全國光伏發電實際并網裝機規模 1.3 億千瓦。2017年，全國光伏發電量約 1159 億千瓦時，同比增長 74%;上網電量約 1087億千瓦時，同比增長 73%;利用率達到了 94%，棄光率 6%(同比下降約5 個百分點)。
(二)并網接入和電量消納等情況
1.并網接入申請受理情況
電網企業普遍能夠落實國家關于光伏發電項目并網接入要求，優化接 入電網前期工作流程，做好并網申請受理、方案答復、驗收調試、表計安 裝等工作，完成接入系統設計評審并出具相關文件，簽訂并網調度協議和 購售電合同，為光伏發電企業提供良好的并網服務。
2.配套工程建設和回購情況
截至 2017 年底，國家電網有限公司(以下簡稱國網)、南方電網有限 責任公司(以下簡稱南網)和內蒙古電力有限公司投資建設的 110 千伏及 以上光伏發電配套送出工程 152 項，投資金額約 51 億元。總體看來，光 伏發電項目建設速度較快，電網企業建設配套送出工程進度相對滯后。光 伏發電企業考慮縮短項目建設并網周期和價格補貼退坡政策等因素，多數 選擇自建配套送出工程，據電網企業初步統計，光伏發電企業自建的接入110 千伏及以上電網配套送出工程有 142 項，國網按照相關政策文件要求， 已與光伏發電企業協商回購 8 項。
3.光伏扶貧綠色通道情況
電網企業普遍關注光伏扶貧項目接入和并網運行相關工作，通過集中 監控、分區維護方式提升運維質量，優先保障扶貧項目資金需求，利用協 議庫存和配網應急物資儲備提高響應速度，為光伏扶貧項目提供優先保障 和綠色通道。截至 2017 年底，國網、南網和內蒙古電力有限公司共建設 光伏扶貧項目配套送出工程 2.62 萬項(含分布式光伏發電項目)，投資金 額約 20 億元。
4.電力消納措施制定情況
電網企業從市場交易、技術創新、調度運行、系統優化、網架建設、 指標考核等方面開展研究和部署工作，制定增強光伏電量消納的綜合措 施。一些電網企業利用發電權交易、火電機組深度調峰、大用戶直接交易、 各類電能替代等方式深挖消納潛力;運用新型負荷預測系統、新能源調度 技術支持系統，提高硬件裝備的信息化、智能化水平;開展科技創新，推 進 “互聯網+”示范項目，促進光伏發電項目建設、接網和消納。
(三)價格和收費政策情況
1.價格政策情況
根據國家有關規定，集中式光伏電站執行當地光伏發電上網標桿電 價，在當地燃煤機組標桿上網電價(含脫硫、脫硝、除塵電價)以內部分 由省級電網企業結算，高出部分由國家可再生能源發展基金予以補貼。分 布式光伏發電項目可以選擇“全額上網”或“自發自用、余電上網”模式，“全 額上網”項目電價按照當地光伏電站上網標桿電價執行; “自發自用、余 電上網”項目實行全電量補貼，“余電上網”的電量由電網企業按照當地燃 煤機組標桿上網電價收購。
2.收費政策情況
目前光伏用地主要包括光伏方陣用地和生產生活設施用地兩類。其 中，生產生活設施用地通常占地面積較小，通常按照建設用地辦理相關手續。光伏方陣用地多數采用土地租賃形式(少部分采用劃撥等形式)，由 光伏發電項目投資企業與土地占有方簽訂土地租賃協議。涉及的土地 稅費主要包括耕地占用稅、土地使用稅、土地租賃費、青苗補償費、 工業用地出讓費等。各地關于相關稅費征收原則、征收標準、征收范圍 等規定不同。
(四)電費結算和補貼支付情況
電網企業基本能夠按期結算光伏發電項目電費，盡快轉付可再生能源 電價補貼和省市級補貼。截至 2017 年底，上海、江西、湖北、浙江、湖 南、安徽、山東、廣東、海南等省(區、市)出臺了省級和(或)地市級 補貼政策。2017 年，國網、南網和內蒙古電力有限公司共支付光伏發電 項目電費 319.56 億元，向光伏發電項目業主轉付國家可再生能源電價補 貼資金 298.33 億元。
二、發現的主要問題
(一)部分地區未嚴格落實國家光伏產業發展規劃和政策，存在“超 規模建設”“備建不一”“搶建搶并”等情況
部分地區經地方審批、備案的光伏發電項目容量超過國家下達規模， 有的省份出臺“先建先得”等政策，加劇了超規模建設。個別光伏發電項目 在相關手續未齊備的情況下建成并網，或部分容量未按時取得電力業務許 可證但長期并網運行。一些光伏發電項目不按批復或備案要求建設，存在 變更建設地點、違規停建等“備建不一”行為，個別項目甚至涉嫌違法行為。 光伏發電項目“搶建搶并”，給電網運行調試和系統穩定運行帶來一定壓力。
專欄 1
●截至 2017 年底，遼寧實際并網和在建的光伏發電項目總容量達到 250 萬 千瓦，超過歷年下達規模總和約 100 萬千瓦;安徽約 100 萬千瓦已建成并網光伏 電站項目超過國家下達規模。
●湖南益陽蘭天武陵能源科技有限公司涉嫌違法私刻益陽供電公司公章，偽 造金太陽示范工程龍嶺工業園 20MW 光伏發電項目并網驗收意見。
●山西大同采煤沉陷區國家先進技術光伏發電示范基地項目 2016 年 6 月 30日并網發電，其 10 座升壓站至今未取得土地審批手續、《建設用地規劃許可證》 和《建設工程規劃許可證》。河南汝州協鑫光伏電力有限公司 80MW 項目未取得 自建送出工程核準文件就已建設完工并網發電。
●福建南平浦城縣 7.5MW 光伏扶貧項目備案建設地點為街道、鄉村建筑屋 頂等，實際建設時以屋頂載荷不能滿足要求為由將 21 個建設點中的 19 個建在荒 坡灘涂。
●江蘇揚州光碩新能源 10MW 項目僅 1MW 取得電力業務許可證，但長期全 容量并網運行，直至 2017 年 12 月才辦理剩余容量電力業務許可證。
(二)部分光伏發電項目并網接入工作滯后，配套送出工程回購存 在一定難度
電網企業建設配套送出工程時間通常較長，個別地區電網企業與光伏 電站開發企業就配套送出工程中關于線路和配套匯集站建設責任認定無 法達成一致，一些光伏發電項目建成后未及時并網。部分光伏發電項目自 建送出工程手續不全、建設標準較低，增加了工程回購難度。
專欄 2
●陜西榆林市定邊縣公布井光伏園區 330 千伏送出線路，核準文件明確由陜 西省電力公司榆林供電公司建設。該項目于 2016 年 7 月開工，至今未建成，導 致園區內 120MW 已建成光伏項目不能并網發電，隨著國家光伏標桿上網電價持 續下調，給光伏企業造成較大損失。
●上海市電力公司要求新建高壓并網光伏發電項目送出線路加裝縱差?；ぷ爸?，由于公司內部線路改造資金渠道未落實、改造項目可研批復流程未理順等 原因，造成全市新建高壓并網光伏發電項目建成后無法及時并網發電。
●廣東晶科電力陽江雙捷 20MW 農光互補項目送出線路由陽江供電局投資 建設，因征地矛盾，建設進度嚴重滯后，導致項目完成 12.5MW 后無法及時全額 并網，過渡期間采用臨電并網方案。
(三)補貼項目申報、備案、納入目錄時間較長，一些地區補貼資 金未按期規范支付
光伏發電項目從并網發電到正式納入補貼目錄約歷時 2-3 年，從列入 補貼目錄到實際獲得撥付資金滯后約 6-8 個月。部分省級電網企業未嚴格 執行補貼資金申請、撥付制度，以及個別光伏企業涉訴、涉稅、兼并，存 在可再生能源補貼暫停發放現象，待問題解決后繼續支付。一些光伏發電 項目收款單位與項目備案主體、收款賬戶戶名與備案名稱不符，補貼資金 難以按期規范支付。
專欄 3
●蒙西地區 2017 年首批自然人分布式光伏項目將相關材料交給電力公司， 由電力公司代為向自治區能源局申請備案。由于流程不順暢、材料不全等原因， 截至 2017 年底仍未完成備案，部分分布式光伏項目不能及時享受補貼。
●廣西水利電業集團有限公司和百色電力有限公司對轄區內自然人分布式 項目未按照文件規定墊付補貼。
●由于新疆新能源企業規模巨大，光伏企業開具的進項稅發票無法全額抵 扣，新疆電力有限公司產生約 14 億元進項稅留抵，占用了電網企業資金。
(四)一些省份超期結算電費，使用承兌匯票比例偏高
部分電網企業未執行發電企業與電網企業電費結算相關規定，沒有及時足額結算光伏發電項目電費，個別基層供電企業超期 1 至 6 個 月結算電費，影響了光伏發電項目生產經營和經濟效益。西部省份有 的電網企業在電費結算中過多使用承兌匯票，加劇了光伏發電項目現金 流壓力。
專欄 4
●江蘇揚州供電公司、山西大同供電公司、陽泉供電公司、山西地方電力有 限公司由于抄表不規范等原因滯后 1 至 6 個月結算光伏發電項目電費。
●新疆生產建設兵團第四師電力有限公司全部使用承兌匯票與轄區內 光伏發電項目結算 2017 年電費，金額約 1890 萬元，影響光伏發電項目的 現金流。
●甘肅省電力公司 2017 年向光伏發電項目支付電費中承兌匯票占 比約 32.36%。
(五)部分基層電網企業貫徹落實國家政策不到位，管理工作不夠 制度化、規范化
部分基層電網企業存在未按照規定優先支持自然人分布式光伏項目、 限制光伏發電企業自主選擇設計單位、檔案管理不規范等問題。部分電網 企業未與光伏發電項目簽訂購售電合同，或約定超期結算電費，未約定量、 價、費等重要條款，購售電合同未向監管機構備案?；愕繽笠狄院險?送電、出具調度函、簽訂購售電合同等不同時間節點作為光伏發電項目投 運時間，各地執行標準不一。
專欄 5
●江蘇揚州供電公司在《國網揚州供電公司關于進一步明確公用電源并網有關要求的通知》中要求，光伏發電企業必須委托進入電網企業年度資格預審名錄企業開展接入系統設計。
●上海市電力公司下屬部分供電企業對光伏發電項目并網業務歸檔材料把 關不嚴，存在歸檔的《用戶申請單》未填寫申請時間，以及未將《接網意見函》、 《并網調試意見函》等過程材料收集歸檔等情況。
●湖南省地市級供電公司簽訂的部分并網調度協議未向監管機構備案，部分 購售電合同刪除了購電人付款逾期的違約責任條款。
●山西陽泉供電公司未及時與陽泉昌盛日電太陽能科技有限公司簽訂二期 發電項目的購售電合同。
(六)部分省份和地區當地負荷和送出能力不足，光伏消納存在困難
部分省份裝機規模整體過?；蚨唐讜齔す?，用電負荷增長相對緩 慢，省內消納光伏電量空間不足，加之輸電通道外送能力有限、調峰能力 缺乏、光伏發電項目地域分布相對集中等，光伏等新能源消納矛盾比較突 出。一些水電大省本地負荷和送出通道有限，豐水期光伏消納與水電消納 存在一定矛盾。
專欄 6
●陜北地區和青海海南、海西州光伏發電總裝機容量約占全省(區)光伏裝 機容量的 84.66%和 94.20%，棄光率約為 14.80%和 10.12%。
●陜西地方電網轄區內光伏發電項目快速發展，受當地用電負荷限制， 部分光伏發電量需要上一級電網消納。由于國網陜西省電力公司消納能力有 限、地方電網送陜西省電力公司電價不明確等原因，陜西省電力公司不予結 算地方電網倒送電量。地方電網轄區內光伏棄光率較高，個別光伏電站棄光 率達 34%。
●安徽六安、淮宿地區為消納光伏發電，皖北 500 千伏洛河-孔店雙線和淮 宿外送斷面特定時期重載或超載運行，部分煤機深度調峰期間面臨脫硝裝置退出 運行的風險。
●截至 2017 年底，四川攀西斷面內光伏電站裝機規模 80.5 萬千瓦，省調水 電裝機規模 481.3 萬千瓦。2017 年，當地網供用電負荷約 80 萬千瓦，加之外送 通道受限，豐水期為確保光伏全額保障性收購，發生棄水電量 5.8 億千瓦時。
(七)部分光伏發電項目開具發票困難，自然人分布式光伏度電補 貼標準依據不明確
部分光伏發電項目業主是鄉政府或村集體，不適用開具增值稅發票等 常規開具方式，存在基層稅務部門不予代開發票或對開票數量進行限制的 情況。對于“自發自用、余量上網”的分布式光伏項目，電網企業根據相關 規定按照不含稅補貼標準申報和轉付補貼資金。有的自然人分布式光伏發 電項目，在不能開具增值稅發票的條件下，要求按含稅價格享受補貼，電 網企業實際操作過程中依據不明確。
專欄 7
●海南居民分布式光伏發電項目需要居民到稅務部門開具發票后方與供電 企業結算電費，部分居民為節省時間往往將多個結算周期的發票集中一次辦理。 文昌供電局截至 2017 年底完成家庭分布式項目并網 68 戶，但只有 35 戶完成電 費結算，結算率約 51%。
●山東多數集中式扶貧電站以鄉鎮政府、鄉鎮經管站或“三資管理中心”等名 義到稅務部門代開發票，因經營范圍受限，基層稅務部門不予代開或對開票數量進 行限制。
(八)部分光伏發電項目管理和運維水平落后，影響后期經濟效益 和扶貧效果
部分光伏發電項目建設管理不嚴格，業主不具備專業發電運行背景， 在項目管理、施工監理、竣工驗收等環節缺乏規范性。一些光伏發電項目業主忽視項目投運后運維管理，組件質保期后運維主體不明確，具體業務 人員技術水平參差不齊。此類發電項目并網發電一段時間后往往出現質量 問題，項目經濟效益、扶貧效果受到影響。
●山東濰坊臨朐祥泰 30MW 農光互補光伏電站、威海武林上善 40MW 光伏 電站若干調度、運維人員未能提供培訓考試合格的證明材料。
三、監管意見
(一)電網企業按要求做好光伏發電項目并網接入、配套送出工程 建設和回購等工作
電網企業要遵照《可再生能源法》以及《可再生能源發電有關管理規 定》(發改能源〔2006〕13 號)、《光伏電站項目管理暫行辦法》(國能新 能〔2013〕329 號)、《國家能源局關于減輕可再生能源領域企業負擔有關 事項的通知》(國能發新能〔2018〕34 號)等文件要求，認真落實光伏發 電項目接入電網和配套送出工程建設有關要求，對符合國家規劃和年度規 模審核的項目，按照規定主動投資建設光伏發電項目接網工程，之前相關 接網工程等輸配電工程由可再生能源發電項目單位建設的，要科學合 理制定回購方案，按協議或者經第三方評估確認的投資額如期完成回 購工作。完善常態考核機制，進一步簡化工作流程、壓減各環節時間， 建立健全過程管理和信息公開制度，加大基層業務人員培訓力度，提 升服務意識和水平。
(二)電網企業要多措并舉提升消納能力，積極消納光伏電量電網企業應積極采取有效措施提高消納能力，持續推進智能電網建設
專欄 8
●湖南益陽個別村級光伏發電項目建成投產后運維管理不到位，設備遭雷擊 損毀，遠程抄表電量為零，經電網企業主動提醒才發現設備受損。和技術創新，深挖省內調峰潛力，通過優化運行方式、跨省聯絡線支援、 發電權置換、輔助服務市場化等措施，落實光伏發電保障性收購政策，為 光伏等新能源就近消納和送出騰出空間。完善電網穩控措施，提升外送通 道輸電能力、效率和運行穩定性。利用跨區域省間富余可再生能源電力現 貨交易平臺，積極消納光伏電量。
(三)電網企業要加強結算工作，及時足額支付電費和轉付補貼
電網企業要按照廠網電費結算有關規定，規范簽訂購售電合同，認真 做好抄表計量和電費結算，按月足額結算光伏發電項目電費，嚴格控制電 費支出中承兌匯票比例。嚴格貫徹落實電價補貼政策，限期足額轉付補貼 資金，控制補貼資金沉淀和稅務留抵規模。按照補貼資金發放管理制度要 求，優先將光伏扶貧項目和自然人分布式光伏項目補貼需求列入年度計 劃，優先保障扶貧項目和自然人分布式光伏項目按時獲得補貼。
(四)光伏發電項目業主要認真落實政策規定，提升各環節管理水平
光伏發電項目業主要認真貫徹落實國家規劃和政策規定相關要求，嚴 格評估和確定項目容量、項目數量、建設地點和實施條件等，如有調整及 時向相關部門更新備案。項目納入規模管理后，在完成法律法規要求的環 保、土地、水保等相關手續后開工建設。加強項目并網發電后的運維管理， 增強技術力量配備和培訓考核，注重提高業務人員在負荷偏差控制、功率 預測、設備檢修等方面技能，不斷提升精細化管理水平。
據悉，為規范光伏發電市場秩序，促進光伏行業健康發展，推動光伏發電各 項政策有效落實，按照《國家能源局 2018 年市場監管工作要點》(國能綜 通監管〔2018〕48 號)的要求，我局組織各派出能源監管機構會同地方 能源主管部門開展了 2017 年度光伏發電專項監管。在匯總分析各地監管 報告的基礎上，形成本報告。
一、基本情況
(一)裝機和電量情況
截至 2017 年底，全國光伏發電實際并網裝機規模 1.3 億千瓦。2017年，全國光伏發電量約 1159 億千瓦時，同比增長 74%;上網電量約 1087億千瓦時，同比增長 73%;利用率達到了 94%，棄光率 6%(同比下降約5 個百分點)。
(二)并網接入和電量消納等情況
1.并網接入申請受理情況
電網企業普遍能夠落實國家關于光伏發電項目并網接入要求，優化接 入電網前期工作流程，做好并網申請受理、方案答復、驗收調試、表計安 裝等工作，完成接入系統設計評審并出具相關文件，簽訂并網調度協議和 購售電合同，為光伏發電企業提供良好的并網服務。
2.配套工程建設和回購情況
截至 2017 年底，國家電網有限公司(以下簡稱國網)、南方電網有限 責任公司(以下簡稱南網)和內蒙古電力有限公司投資建設的 110 千伏及 以上光伏發電配套送出工程 152 項，投資金額約 51 億元。總體看來，光 伏發電項目建設速度較快，電網企業建設配套送出工程進度相對滯后。光 伏發電企業考慮縮短項目建設并網周期和價格補貼退坡政策等因素，多數 選擇自建配套送出工程，據電網企業初步統計，光伏發電企業自建的接入110 千伏及以上電網配套送出工程有 142 項，國網按照相關政策文件要求， 已與光伏發電企業協商回購 8 項。
3.光伏扶貧綠色通道情況
電網企業普遍關注光伏扶貧項目接入和并網運行相關工作，通過集中 監控、分區維護方式提升運維質量，優先保障扶貧項目資金需求，利用協 議庫存和配網應急物資儲備提高響應速度，為光伏扶貧項目提供優先保障 和綠色通道。截至 2017 年底，國網、南網和內蒙古電力有限公司共建設 光伏扶貧項目配套送出工程 2.62 萬項(含分布式光伏發電項目)，投資金 額約 20 億元。
4.電力消納措施制定情況
電網企業從市場交易、技術創新、調度運行、系統優化、網架建設、 指標考核等方面開展研究和部署工作，制定增強光伏電量消納的綜合措 施。一些電網企業利用發電權交易、火電機組深度調峰、大用戶直接交易、 各類電能替代等方式深挖消納潛力;運用新型負荷預測系統、新能源調度 技術支持系統，提高硬件裝備的信息化、智能化水平;開展科技創新，推 進 “互聯網+”示范項目，促進光伏發電項目建設、接網和消納。
(三)價格和收費政策情況
1.價格政策情況
根據國家有關規定，集中式光伏電站執行當地光伏發電上網標桿電 價，在當地燃煤機組標桿上網電價(含脫硫、脫硝、除塵電價)以內部分 由省級電網企業結算，高出部分由國家可再生能源發展基金予以補貼。分 布式光伏發電項目可以選擇“全額上網”或“自發自用、余電上網”模式，“全 額上網”項目電價按照當地光伏電站上網標桿電價執行; “自發自用、余 電上網”項目實行全電量補貼，“余電上網”的電量由電網企業按照當地燃 煤機組標桿上網電價收購。
2.收費政策情況
目前光伏用地主要包括光伏方陣用地和生產生活設施用地兩類。其 中，生產生活設施用地通常占地面積較小，通常按照建設用地辦理相關手續。光伏方陣用地多數采用土地租賃形式(少部分采用劃撥等形式)，由 光伏發電項目投資企業與土地占有方簽訂土地租賃協議。涉及的土地 稅費主要包括耕地占用稅、土地使用稅、土地租賃費、青苗補償費、 工業用地出讓費等。各地關于相關稅費征收原則、征收標準、征收范圍 等規定不同。
(四)電費結算和補貼支付情況
電網企業基本能夠按期結算光伏發電項目電費，盡快轉付可再生能源 電價補貼和省市級補貼。截至 2017 年底，上海、江西、湖北、浙江、湖 南、安徽、山東、廣東、海南等省(區、市)出臺了省級和(或)地市級 補貼政策。2017 年，國網、南網和內蒙古電力有限公司共支付光伏發電 項目電費 319.56 億元，向光伏發電項目業主轉付國家可再生能源電價補 貼資金 298.33 億元。
二、發現的主要問題
(一)部分地區未嚴格落實國家光伏產業發展規劃和政策，存在“超 規模建設”“備建不一”“搶建搶并”等情況
部分地區經地方審批、備案的光伏發電項目容量超過國家下達規模， 有的省份出臺“先建先得”等政策，加劇了超規模建設。個別光伏發電項目 在相關手續未齊備的情況下建成并網，或部分容量未按時取得電力業務許 可證但長期并網運行。一些光伏發電項目不按批復或備案要求建設，存在 變更建設地點、違規停建等“備建不一”行為，個別項目甚至涉嫌違法行為。 光伏發電項目“搶建搶并”，給電網運行調試和系統穩定運行帶來一定壓力。
專欄 1
●截至 2017 年底，遼寧實際并網和在建的光伏發電項目總容量達到 250 萬 千瓦，超過歷年下達規模總和約 100 萬千瓦;安徽約 100 萬千瓦已建成并網光伏 電站項目超過國家下達規模。
●湖南益陽蘭天武陵能源科技有限公司涉嫌違法私刻益陽供電公司公章，偽 造金太陽示范工程龍嶺工業園 20MW 光伏發電項目并網驗收意見。
●山西大同采煤沉陷區國家先進技術光伏發電示范基地項目 2016 年 6 月 30日并網發電，其 10 座升壓站至今未取得土地審批手續、《建設用地規劃許可證》 和《建設工程規劃許可證》。河南汝州協鑫光伏電力有限公司 80MW 項目未取得 自建送出工程核準文件就已建設完工并網發電。
●福建南平浦城縣 7.5MW 光伏扶貧項目備案建設地點為街道、鄉村建筑屋 頂等，實際建設時以屋頂載荷不能滿足要求為由將 21 個建設點中的 19 個建在荒 坡灘涂。
●江蘇揚州光碩新能源 10MW 項目僅 1MW 取得電力業務許可證，但長期全 容量并網運行，直至 2017 年 12 月才辦理剩余容量電力業務許可證。
(二)部分光伏發電項目并網接入工作滯后，配套送出工程回購存 在一定難度
電網企業建設配套送出工程時間通常較長，個別地區電網企業與光伏 電站開發企業就配套送出工程中關于線路和配套匯集站建設責任認定無 法達成一致，一些光伏發電項目建成后未及時并網。部分光伏發電項目自 建送出工程手續不全、建設標準較低，增加了工程回購難度。
專欄 2
●陜西榆林市定邊縣公布井光伏園區 330 千伏送出線路，核準文件明確由陜 西省電力公司榆林供電公司建設。該項目于 2016 年 7 月開工，至今未建成，導 致園區內 120MW 已建成光伏項目不能并網發電，隨著國家光伏標桿上網電價持 續下調，給光伏企業造成較大損失。
●上海市電力公司要求新建高壓并網光伏發電項目送出線路加裝縱差?；ぷ爸?，由于公司內部線路改造資金渠道未落實、改造項目可研批復流程未理順等 原因，造成全市新建高壓并網光伏發電項目建成后無法及時并網發電。
●廣東晶科電力陽江雙捷 20MW 農光互補項目送出線路由陽江供電局投資 建設，因征地矛盾，建設進度嚴重滯后，導致項目完成 12.5MW 后無法及時全額 并網，過渡期間采用臨電并網方案。
(三)補貼項目申報、備案、納入目錄時間較長，一些地區補貼資 金未按期規范支付
光伏發電項目從并網發電到正式納入補貼目錄約歷時 2-3 年，從列入 補貼目錄到實際獲得撥付資金滯后約 6-8 個月。部分省級電網企業未嚴格 執行補貼資金申請、撥付制度，以及個別光伏企業涉訴、涉稅、兼并，存 在可再生能源補貼暫停發放現象，待問題解決后繼續支付。一些光伏發電 項目收款單位與項目備案主體、收款賬戶戶名與備案名稱不符，補貼資金 難以按期規范支付。
專欄 3
●蒙西地區 2017 年首批自然人分布式光伏項目將相關材料交給電力公司， 由電力公司代為向自治區能源局申請備案。由于流程不順暢、材料不全等原因， 截至 2017 年底仍未完成備案，部分分布式光伏項目不能及時享受補貼。
●廣西水利電業集團有限公司和百色電力有限公司對轄區內自然人分布式 項目未按照文件規定墊付補貼。
●由于新疆新能源企業規模巨大，光伏企業開具的進項稅發票無法全額抵 扣，新疆電力有限公司產生約 14 億元進項稅留抵，占用了電網企業資金。
(四)一些省份超期結算電費，使用承兌匯票比例偏高
部分電網企業未執行發電企業與電網企業電費結算相關規定，沒有及時足額結算光伏發電項目電費，個別基層供電企業超期 1 至 6 個 月結算電費，影響了光伏發電項目生產經營和經濟效益。西部省份有 的電網企業在電費結算中過多使用承兌匯票，加劇了光伏發電項目現金 流壓力。
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●江蘇揚州供電公司、山西大同供電公司、陽泉供電公司、山西地方電力有 限公司由于抄表不規范等原因滯后 1 至 6 個月結算光伏發電項目電費。
●新疆生產建設兵團第四師電力有限公司全部使用承兌匯票與轄區內 光伏發電項目結算 2017 年電費，金額約 1890 萬元，影響光伏發電項目的 現金流。
●甘肅省電力公司 2017 年向光伏發電項目支付電費中承兌匯票占 比約 32.36%。
(五)部分基層電網企業貫徹落實國家政策不到位，管理工作不夠 制度化、規范化
部分基層電網企業存在未按照規定優先支持自然人分布式光伏項目、 限制光伏發電企業自主選擇設計單位、檔案管理不規范等問題。部分電網 企業未與光伏發電項目簽訂購售電合同，或約定超期結算電費，未約定量、 價、費等重要條款，購售電合同未向監管機構備案?；愕繽笠狄院險?送電、出具調度函、簽訂購售電合同等不同時間節點作為光伏發電項目投 運時間，各地執行標準不一。
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●江蘇揚州供電公司在《國網揚州供電公司關于進一步明確公用電源并網有關要求的通知》中要求，光伏發電企業必須委托進入電網企業年度資格預審名錄企業開展接入系統設計。
●上海市電力公司下屬部分供電企業對光伏發電項目并網業務歸檔材料把 關不嚴，存在歸檔的《用戶申請單》未填寫申請時間，以及未將《接網意見函》、 《并網調試意見函》等過程材料收集歸檔等情況。
●湖南省地市級供電公司簽訂的部分并網調度協議未向監管機構備案，部分 購售電合同刪除了購電人付款逾期的違約責任條款。
●山西陽泉供電公司未及時與陽泉昌盛日電太陽能科技有限公司簽訂二期 發電項目的購售電合同。
(六)部分省份和地區當地負荷和送出能力不足，光伏消納存在困難
部分省份裝機規模整體過?；蚨唐讜齔す?，用電負荷增長相對緩 慢，省內消納光伏電量空間不足，加之輸電通道外送能力有限、調峰能力 缺乏、光伏發電項目地域分布相對集中等，光伏等新能源消納矛盾比較突 出。一些水電大省本地負荷和送出通道有限，豐水期光伏消納與水電消納 存在一定矛盾。
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●陜北地區和青海海南、海西州光伏發電總裝機容量約占全省(區)光伏裝 機容量的 84.66%和 94.20%，棄光率約為 14.80%和 10.12%。
●陜西地方電網轄區內光伏發電項目快速發展，受當地用電負荷限制， 部分光伏發電量需要上一級電網消納。由于國網陜西省電力公司消納能力有 限、地方電網送陜西省電力公司電價不明確等原因，陜西省電力公司不予結 算地方電網倒送電量。地方電網轄區內光伏棄光率較高，個別光伏電站棄光 率達 34%。
●安徽六安、淮宿地區為消納光伏發電，皖北 500 千伏洛河-孔店雙線和淮 宿外送斷面特定時期重載或超載運行，部分煤機深度調峰期間面臨脫硝裝置退出 運行的風險。
●截至 2017 年底，四川攀西斷面內光伏電站裝機規模 80.5 萬千瓦，省調水 電裝機規模 481.3 萬千瓦。2017 年，當地網供用電負荷約 80 萬千瓦，加之外送 通道受限，豐水期為確保光伏全額保障性收購，發生棄水電量 5.8 億千瓦時。
(七)部分光伏發電項目開具發票困難，自然人分布式光伏度電補 貼標準依據不明確
部分光伏發電項目業主是鄉政府或村集體，不適用開具增值稅發票等 常規開具方式，存在基層稅務部門不予代開發票或對開票數量進行限制的 情況。對于“自發自用、余量上網”的分布式光伏項目，電網企業根據相關 規定按照不含稅補貼標準申報和轉付補貼資金。有的自然人分布式光伏發 電項目，在不能開具增值稅發票的條件下，要求按含稅價格享受補貼，電 網企業實際操作過程中依據不明確。
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●海南居民分布式光伏發電項目需要居民到稅務部門開具發票后方與供電 企業結算電費，部分居民為節省時間往往將多個結算周期的發票集中一次辦理。 文昌供電局截至 2017 年底完成家庭分布式項目并網 68 戶，但只有 35 戶完成電 費結算，結算率約 51%。
●山東多數集中式扶貧電站以鄉鎮政府、鄉鎮經管站或“三資管理中心”等名 義到稅務部門代開發票，因經營范圍受限，基層稅務部門不予代開或對開票數量進 行限制。
(八)部分光伏發電項目管理和運維水平落后，影響后期經濟效益 和扶貧效果
部分光伏發電項目建設管理不嚴格，業主不具備專業發電運行背景， 在項目管理、施工監理、竣工驗收等環節缺乏規范性。一些光伏發電項目業主忽視項目投運后運維管理，組件質保期后運維主體不明確，具體業務 人員技術水平參差不齊。此類發電項目并網發電一段時間后往往出現質量 問題，項目經濟效益、扶貧效果受到影響。
●山東濰坊臨朐祥泰 30MW 農光互補光伏電站、威海武林上善 40MW 光伏 電站若干調度、運維人員未能提供培訓考試合格的證明材料。
三、監管意見
(一)電網企業按要求做好光伏發電項目并網接入、配套送出工程 建設和回購等工作
電網企業要遵照《可再生能源法》以及《可再生能源發電有關管理規 定》(發改能源〔2006〕13 號)、《光伏電站項目管理暫行辦法》(國能新 能〔2013〕329 號)、《國家能源局關于減輕可再生能源領域企業負擔有關 事項的通知》(國能發新能〔2018〕34 號)等文件要求，認真落實光伏發 電項目接入電網和配套送出工程建設有關要求，對符合國家規劃和年度規 模審核的項目，按照規定主動投資建設光伏發電項目接網工程，之前相關 接網工程等輸配電工程由可再生能源發電項目單位建設的，要科學合 理制定回購方案，按協議或者經第三方評估確認的投資額如期完成回 購工作。完善常態考核機制，進一步簡化工作流程、壓減各環節時間， 建立健全過程管理和信息公開制度，加大基層業務人員培訓力度，提 升服務意識和水平。
(二)電網企業要多措并舉提升消納能力，積極消納光伏電量電網企業應積極采取有效措施提高消納能力，持續推進智能電網建設
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●湖南益陽個別村級光伏發電項目建成投產后運維管理不到位，設備遭雷擊 損毀，遠程抄表電量為零，經電網企業主動提醒才發現設備受損。和技術創新，深挖省內調峰潛力，通過優化運行方式、跨省聯絡線支援、 發電權置換、輔助服務市場化等措施，落實光伏發電保障性收購政策，為 光伏等新能源就近消納和送出騰出空間。完善電網穩控措施，提升外送通 道輸電能力、效率和運行穩定性。利用跨區域省間富余可再生能源電力現 貨交易平臺，積極消納光伏電量。
(三)電網企業要加強結算工作，及時足額支付電費和轉付補貼
電網企業要按照廠網電費結算有關規定，規范簽訂購售電合同，認真 做好抄表計量和電費結算，按月足額結算光伏發電項目電費，嚴格控制電 費支出中承兌匯票比例。嚴格貫徹落實電價補貼政策，限期足額轉付補貼 資金，控制補貼資金沉淀和稅務留抵規模。按照補貼資金發放管理制度要 求，優先將光伏扶貧項目和自然人分布式光伏項目補貼需求列入年度計 劃，優先保障扶貧項目和自然人分布式光伏項目按時獲得補貼。
(四)光伏發電項目業主要認真落實政策規定，提升各環節管理水平
光伏發電項目業主要認真貫徹落實國家規劃和政策規定相關要求，嚴 格評估和確定項目容量、項目數量、建設地點和實施條件等，如有調整及 時向相關部門更新備案。項目納入規模管理后，在完成法律法規要求的環 保、土地、水保等相關手續后開工建設。加強項目并網發電后的運維管理， 增強技術力量配備和培訓考核，注重提高業務人員在負荷偏差控制、功率 預測、設備檢修等方面技能，不斷提升精細化管理水平。
