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根据甘肃省电力公司提供的数据，甘肃省2013 年弃光电量为1.10 亿千瓦时，弃光率为5.49%。根据对甘肃省各发电企业弃光统计数据的汇总，甘肃省2013 年弃光电量约为3.03 亿千瓦时，弃光率约为13.78%。
在甘肃河西地区，风电、光伏、火电、水电都需通过现有通道送出，各种类型的电源相互挤占通道。同时电源建设速度大于电网建设速度，电网建设相对滞后等都是造成目前甘肃河西电网存在弃风弃光的原因。为减少弃风、弃光电量，甘肃火电出力压至最低，许多常规火电厂采取单机小方式运行，在部分时段，需要个别火电厂全停，2013 年常规火电利用小时数4165 小时，在全国各省市中排名靠后。
（四）可再生能源电价补贴不到位
国家可再生能源电价补贴存在审批环节多、周期长、程序繁杂，电费补贴不到位等问题。受可再生能源电价附加标准和不能足额征收等因素影响，2011 年5 月-2013 年12 月，国家财政部等部门共欠甘肃发电项目补贴电费36.42 亿元，其中,已纳入补贴目录项目的欠费22.64 亿元（截至2014年3 月底，甘肃省电力公司才收到2014 年财政拨付的第一笔补贴资金10.2亿元），未纳入补贴目录项目的欠费13.78 亿元。
（五）电网企业办理接入系统、并网验收工作不完善
1.国家电网公司对部分可再生能源发电项目的“接入系统设计评审计划”批复时间较长。《国家电网公司风电场和光伏电站等电源接入系统管理意见》（国家电网发展〔2010〕885 号）规定，风电场、光伏电站和分布式电源接入系统设计评审实行计划管理，总装机容量1 万千瓦及以上的风电场、光伏电站、分布式电源项目，必须将接入系统评审计划报国家电网公司总部批复后，方可组织评审。从抽查的风电和光伏电站项目来看，国家电网公司对风电发电项目接入系统评审计划批复的时间为2-3 个月（最短的42 天，最长的92 天），对光伏发电项目接入系统评审计划批复的时间为1-2 个月（最短的27 天，最长的64 天）。
2.国家电网公司要求发电企业出具承诺函,承诺可承担弃光限电损失。国家电网公司评审计划批复中提出“投资方在申请接入电网意见函时，要求提交书面承诺可承受弃光损失”。国家电网公司这项要求不符合国家关于可再生能源发电全额保障性收购的相关政策，缺乏依据。在抽查中发现，光伏电站项目业主普遍向甘肃省电力公司出具了承诺函，承诺可承担弃光限电损失，部分发电企业还承诺自建送出线路。
专栏2 电网企业要求发电企业出具承诺函
《国家电网公司发展部关于北京国能风光能源嘉峪关西戈壁等项目接入系统设计评审计划的批复》（发展规二〔2012〕317 号），文中提及的17 个项目均涉及发电企业出具承诺函。
《国家电网公司发展部关于甘肃金昌振新金川区等光伏发电项目接入系统设计评审计划的批复》（发展规二〔2013〕58 号），文中提及的10 个项目均涉及发电企业出具承诺函。
3.甘肃省电力公司未按照国家有关文件要求，出台配套实施细则。国家能源局先后出台了《光伏电站项目管理暂行办法》、《光伏发电运营监管暂行办法》等一系列规范性文件，电网企业尚未制定出台配套实施细则进行落实。
专栏 3 电网企业未及时贯彻落实国家规定
甘肃省电力公司制定了《甘肃省电力公司电源接入系统工作管理办法》和《甘肃省电力公司电源并网验收工作管理办法》，但未针对风电、光伏发电项目“接入系统”和“并网验收”环节制定相应的管理办法;在《可再生能源与电网知识手册》中未对配套电力送出工程建设投资主体划分、并网各环节办理时限等予以明确。
4.甘肃省电力公司对发电企业自建线路并网验收审核不严。在工程验收中未严格按照有关规定，对发电企业自建送出线路并网验收进行把关审核，造成发电企业已通过验收的项目，在投运后改造，增加发电企业线路改造负担。
专栏4 电网企业并网验收审核不严
2013 年12 月17 日，甘肃省电力公司以《关于电源并网专线与公网线路交叉跨越情况的通报》（发展〔2013〕92 号）文件，要求10 家已经通过并网验收的发电企业对送出线路进行重复改造，并承担改造费用。
5.甘肃省电力公司可再生能源发电项目档案管理不规范。在工程项目档案管理中，未能完整地记载和保存可再生能源发电并网管理的有关档案资料，不符合原电监会《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》（电监会第25 号令）第十二条“电力企业应当真实、完整地记载和保存可再生能源发电的有关资料”的规定。
（六）“三公”调度执行不够公开透明
西北电网有限公司未严格按照原电监会《电力企业信息披露规定》（电监会第14 号令），将实时调度信息向发电企业充分披露，造成其调度的风电企业无法了解其他风电企业的实时发电出力等信息，风电企业无法及时判定调度行为是否“三公”。
此外，工作组还发现对个别可再生能源发电企业，甘肃省电力公司未严格按照《购售电合同》约定的时间进行上网电量抄录工作；新疆与西北电网750 千伏一、二通道设计输送能力为750 万千瓦,实际按450-520 万千瓦控制，存在较大差异，影响河西地区可再生能源送出；部分风电、光伏发电企业存在运行管理水平低、技术力量薄弱、安全管理不规范，应急机制不健全等其他问题。
此文章带有附件：
可再生能源发电并网驻点甘肃监管报告
