（四）可再生能源電價政策執行和電費結算情況趨于規范
電網企業能夠按照價格主管部門批準的可再生能源發電項目上網電價和《購售電合同》約定的電費結算流程、計算方法、結算時間、結算方式等，與發電企業及時、足額結算電費。對政府價格主管部門尚未審批上網電價的可再生能源發電項目，多數電網企業能夠先按臨時結算電價與電廠結算，待電價批復后進行清算及退補電費。可再生能源電價附加征收、補貼、配額交易、可再生能源接網工程的補貼費用標準能夠按照《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》、《可再生能源電價附加收入調配暫行辦法》等有關規定執行，規范賬戶管理，按照文件要求參與配額交易。例如：青海省電力公司通過加強內部管理，大大降低了承兌匯票的比例；寧夏電力公司在可再生能源附加配額交易金額尚未到位的情況下，按照國家批復價格由電網企業墊支及時與發電企業結算電費。
（五）可再生能源信息披露和上報逐步規范
電力企業能夠真實、完整地記載和保存可再生能源發電機組相關技術參數、可再生能源發電量、上網電量、電費及補貼結算情況等有關資料。部分電網企業能夠按照有關要求及時將因不可抗力或者有危及電網安全穩定而未能全額收購可再生能源發電量的情況通知可再生能源發電企業，以各種方式向相關發電企業披露有關信息，并定期報送電力監管機構。例如：華中、西北、南方區域的省級及以上電網企業通過電力交易大廳實時信息平臺、每日網廠電話生產例會、電力市場交易信息網站、廠網聯席會議等方式定期向可再生能源發電企業披露有關信息。上海市電力公司、廣東電網公司每月定期向電力監管機構報送所屬各地市供電企業收購可再生能源電量、電價和電費結算以及可再生能源電價附加收支和配額交易等情況。甘肅省電力公司及時將風電等可再生能源發電送出受限原因、持續時間以書面或會議通報等形式通知發電企業，同時努力做好調整和改進工作。
三、存在問題
（一）可再生能源發電項目建設需進一步加強規劃
部分地區缺乏統一、合理的可再生能源發電和接入系統項目建設規劃，工程項目存在布局不合理和無序建設等問題，風力發電規劃與電網調峰調頻能力的協調有待加強，不同投資主體的電網企業在電網規劃和建設上的協調機制有待完善。例如：內蒙古風電資源富集地區缺乏統一規劃，國家審批和地方審批的項目并存（內蒙錫林郭勒盟灰騰梁地區的風電基地分屬7個發電集團的8個風電企業，裝機容量從1.5萬到4.95萬千瓦不等），風電接入系統工程難以統一建設，同一區域內送出線路重復建設，既浪費土地資源，又造成電網安全隱患。河北北部地區也存在類似問題。江蘇省部分地區生物質能發電規劃布局不合理，部分秸稈電廠之間距離較近，秸稈收集半徑交叉，造成秸稈收集惡性競爭，抬高了成本。山東省菏澤市已投產2個秸稈發電項目，仍有3個項目在建，根據秸稈數量和質量測算，市內秸稈資源已無法滿足需要。廣東、廣西、海南部分地縣小水電建設開發缺乏統一規劃，建設無序，部分小水電建設手續不齊，建設過程中與電網缺乏必要信息溝通，電網規劃建設難以及時配套，部分小水電上網受阻，汛期矛盾較為突出。另外，部分省級政府有關部門未制定可再生能源項目發展規劃，部分省級電網企業未按照要求將可再生能源發電配套電網設施建設規劃情況報電力監管機構備案。
（二）部分可再生能源發電項目接入系統工程建設管理不夠規范
部分電網企業未能按照《電網企業全額收購可再生能源電量監管辦法》第五條要求建設可再生能源并網發電項目的接入系統工程，加大了發電企業建設成本。例如：內蒙古西部電網15個風電項目中，僅5個項目的接入電網工程由電網公司負責建設和管理；黑龍江省的風電項目配套接入電網工程基本上由發電企業承擔；吉林省電力公司要求白城地區風電企業共同投資建設500千伏變電站；青海黃河公司大通河流域4座水電站與青海省電力公司協商未果，投資約1億元自建135公里110千伏送出線路；江西省居龍潭、廖坊等兩個省調水電廠的接入系統工程全部由發電企業投資建設。
（三）部分可再生能源發電上網存在“卡脖子”現象
部分電網企業未能及時改造可再生能源發電送出電網設施，造成可再生能源發電出力受限、電量損失。例如：河北張家口地區風電發展迅速，但由于變電容量較小且電網改造滯后，造成風電出力受限；浙江省泰順縣小水電發展迅速，但泰順電網與溫州電網間只有2條110千伏輸電線路，受輸送限額的影響，水電企業只能輪流發電，棄水較多；甘肅風電建設較快，電網建設相對滯后，風電送出受阻問題加劇。
（四）部分可再生能源電量收購中依然存在不規范現象
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