北极星风力发电网讯:弹指一挥间，《可再生能源法》都实施十年了。当年参与立法的专家们，如今头发都白了。

吐槽完这一轮，这法是不是又该修修了？

2016年9月13日，在全国人大环境与资源保护委员会和国家能源局指导下，由国家应对气候变化战略研究和国际合作中心、国家可再生能源中心、中国循环经济协会可再生能源专委会、中国可再生能源学会风能专委会以及能源基金会（中国）联合主办的《可再生能源法》实施十周年研讨会在京举行。

全国人大环境与资源保护委员会副主任委员孟伟发来书面致辞，全国人大环境与资源保护委员会法案室主任翟勇、国家能源局新能源和可再生能源司司长朱明等领导出席会议并讲话。

国电副总经理谢长军：抛出5个问题，总结3句话

可再生能源立法存在的问题

（一）部分法律条文表述不够准确和清晰，存在理论脱离实际的情况

可再生能源法中部分条款在严谨性方面还有不足。

例如，在规定电网企业义务时，仅笼统地表述为：电网企业应当加强电网建设，扩大可再生能源电力配置范围，提高吸纳可再生能源电力的能力，为可再生能源发电提供上网服务，没有具体措施规定和并网技术标准，未能有效指导地方政府科学合理制定可再生能源发展规划。

（二）立法缺失环保条款，环境保护缺乏保障

在可再生能源的开发和利用中，也存在着与环境保护相矛盾的问题。一些小水电造成河水断流，导致植被覆盖率下降和水土流失；个别风电和光伏项目开发后水保工作不到位，没有及时恢复植被，对生态环境造成了一定的破坏。

可再生能源法缺失对可再生能源开发过程中植被覆盖标准、恢复时间、造成生态破坏的处罚措施，缺失光伏组件损坏或退役后如何回收的考虑，致使这部绿色法律对环保缺乏有效的保障。

（三）保障消纳条款落实严重不到位，弃水弃风愈演愈烈

可再生能源法明文规定，要全额收购电网覆盖范围内符合并网技术标准的可再生能源并网发电项目的上网电量。

然而，西南地区弃水、“三北”地区弃风形势愈演愈烈，已成为当前阻碍可再生能源产业发展的最大瓶颈。目前汛期弃水成为新常态，四川省去年弃水电量约200亿千瓦时，今年预计增加到300亿千瓦时，云南今年预计可能达到400亿千瓦时。

今年上半年，全国平均弃风率达到21%，超过了2013年的17%，达到历史之最，“三北”地区七个省区达到或接近20%，新疆和甘肃甚至达到了47%和45%。

在经济增长乏力、全国电力产能过剩的大背景下，弃水、弃风问题在短期内很难破解，且有进一步恶化之势。

对完善可再生能源法律政策体系的建议

针对以上问题，建议中央和地方政府、电网企业、开发企业及社会各界共同努力，进一步完善可再生能源法律政策体系，实现“四个完善、四个提升”。

（一）完善立法标准，提升法律的可操作性

德国可再生能源法历经几次重大修订，对法律政策有着全面、深入、细致的设计，是世界可再生能源立法领域的典范。德国法在做出原则性规定以后，还会进一步阐述具体操作方式。

例如，在规定可再生能源电力并网义务时，从具体操作层面对电网运营商的程序和步骤、处理并网请求的期限等方面都进行了明确而周全的规定。

建议我国学习德国立法经验，细化法律条文，提高可操作性，促进利益相关方按照详细可循的具体规定履行自己的义务。

（二）完善跨区辅助服务机制，提升可再生能源异地消纳能力

今年以来，我国先后打出可再生能源目标引导、配额和绿证、最低保障利用小时制度等一系列“组合拳”，向可再生能源消纳难题“亮剑”。在经济发展放缓的情况下，各地方政府因利益分配问题，接纳外来可再生能源电力的意愿不强，间接导致限电形势加剧。

建议从立法的高度，完善可再生能源跨区辅助服务机制，明确规定东、南部发达省份对西部富余可再生能源电量的接纳义务，并对受电方进行一定的经济补偿，从而打破地方政府条块分割的现状，下好可再生能源消纳的全国一盘棋。

（三）完善电量收购激励机制，提升可再生能源上网比重

可再生能源具有波动性、间歇性的特点，调度困难，在一定程度上影响了电网企业接纳可再生能源电量的积极性。

建议在制定新的政策时，可考虑向电网企业进行一定的经济倾斜，参照对开发企业补贴制度，对电网企业接纳、储藏、传输可再生能源电量也进行一定程度的补贴，激发电网企业的积极性，在保证电网安全运行的前提下，尽可能增加可再生能源电力收购。

（四）完善定期追踪评估机制，提升法律对产业的监督指导能力

可再生能源的发展情况和法律执行效果需要得到及时反馈。德国可再生能源法要求环保等部门每年向德国中央政府提交有关可再生能源发展情况的监测报告，并不断根据新形势修订完善法律。

建议我国学习和借鉴德国经验，建立定期的追踪和评估机制，让政府部门、立法机构以及公众及时了解可再生能源法在执行过程中面临的问题与挑战，对立法形成规范的闭环管理。

发言中脱稿说的话绝对是心声。这5个问题谁能回答？

1、火电产能过剩怎么处理？以后会像煤炭和钢铁行业那样么？

2、西南弃水问题怎么解决？政府、电网、发电企业，到底谁来想办法？

3、“三北”弃风限电已经五年了，甚至“十三五”愈演愈烈，各地几乎都在加剧。怎么破？

4、外送电力通道的效率和能力，受端接受能力的关系怎么处理？

5、严重电力过剩的情况下，还要不要发展“核电”？

谢总在讨论环节还总结了三句金玉良言

1、政府要作为，但千万别作为过度

2、电网还要再努努力

3、发电企业要淡定，别被忽悠别跟风

发改委价格司副处长支玉强：补贴缺口年底很可能突破600亿

现在补贴资金缺口越来越大，截止今年上半年，整个补贴缺口是累计550亿元左右，尽管第六批可再生能源补贴目录很快要下发实施，会缓解一定压力，但随着新增规模不断扩大，到年底预计突破600亿还是很有可能的。

再大幅度提高可再生能源电力附加，现在也面临很大压力。实体经济的发展，遇到了很大压力。制造业现在面临着整个国际经济下行，国内产能过剩，包括产业升级还不是那么快，各方面原因，造成现在实体经济需求不够，整个发展也面临巨大压力。

在这个情况下降电价，就是使用更低的电能成本，成为工业企业、实体经济的强烈需求和呼吁，变成了中央、国务院的意见和要求。

现在就是“三去一降一补”，降成本当中重要内容就是降电价。现在再去大幅度提高可再生能源附加，去增加它们的负担，就形成了很尖锐的矛盾。

现行法律存在的问题

1、现在这些工商企业，包括自备电厂，自发自用的这些电量，拒绝交纳可再生能源电价附加。如何对他们进行处罚，如何追究他们的法律责任，这个在《可再生能源法》里面找不到特别的规定。

2、在法律规定上，对于补贴资金的来源也有一定歧义，《可再生能源法》规定，可再生能源电价补贴的资金来自于可再生能源电价附加，这个是第20条规定的。

第24条又规定了国家财政设立可再生能源基金，基金来源既包括国家财政安排的专项资金，也包括依法征收的可再生能源电价附加，这样就造成了两条规定不那么一致，在实际执行当中，可能有关部门也莫衷一是。这是法律需要完善的第一个方面。

3、下一步新能源，可再生能源怎么参与电力市场交易，恐怕也是不得不面临的问题。在电力装机过剩的背景下，不同电源之间的竞争肯定会越来越惨烈，这个是不可规避的现实。

如果现在大部分燃煤企业，都拿出它的部分电量来参与市场竞争。那么风电、光伏，继续抱着燃煤标杆不变，下一步在市场上的竞争力肯定会受影响。

《可再生能源法》下一步修改，可能也要研究这方面的问题。电价形成机制怎么适应电力体制改革的大方向，怎么适应九号文的要求来做些完善。

4、化石能源消费的主体责任不太明确。2020年，2030年我们国家向世界上宣布和承诺，非化石能源消费占比达到15%、20%，但是现在化石能源的消费主体，它的责任和义务实际上并不是太明确。

一些地方政府的责任和义务，也不明确。因为现在像西部地区个别省份，出台了一些行政措施，让新能源给火电让路，压了新能源的发电量。应该说这些措施都与可再生能源的保障性收购、促进消纳，是不相符的。

但是《可再生能源法》对于这方面的限制规定，却不十分明确。一个是化石能源消费主体，一个是地方政府都要对非水可再生能源消费的占比，应该承担什么样的责任。

下一步要价格补贴分离

首先可能就要实行上网电价的价补分离。电能在市场上应该按照统一机制去竞争、去实现价格，去发现价格。财政补贴这一部分，就是根据国家可再生能源发展规模的需要去设定补贴目标。

所以下一步首先可能要改革的就是实现价格和补贴的分离，为下一步促进电价和补贴的市场化机制的建立，奠定一个基础。

补贴方面怎么改革呢？

就是把现在这种差价补贴变成定额补贴，加上绿色证书，还要保留一段时间，逐步降低。

另一方面当条件成熟时，推进配额加绿色证书交易机制，通过市场来发现补贴标准。

现在的固定补贴，就是财政这部分资金，随着补贴强度逐步降低，以后可能要逐步取消。

现有补贴资金，以后就会调整补贴方向，更多是补贴分布式，促进像中东部地区分布式能源的这种发展。