今年全国两会期间，能源领域的热点话题之一是建议修订《可再生能源法》。包括天能控股集团董事长张天任、天合光能(688599.SH)董事长高纪凡在内的多位全国人大代表提出自身见解。

　　2005年，《中华人民共和国可再生能源法》（下称《可再生能源法》）颁行，2006年正式实施，2009年全国人大常委会予以修改。截至目前，已经过去15年时间。

　　《可再生能源法》颁布以来，中国可再生能源产业高速发展。张天任在其议案中表示，《可再生能源法》推动中国可再生能源产业进入全面、快速、规模化的发展阶段，为能源结构转型和生态文明建设提供了坚实的法律保障。

　　高纪凡也肯定了《可再生能源法》的实施成效。目前，该法形成了包括总量目标与规划、全额保障性收购、分类固定电价、费用补偿、发展基金等重要制度机制。在此基础上，中国可再生能源法规和政策体系不断完善，开发利用水平大幅提升，科技水平持续进步，产业和制造水平不断增强，可再生能源的社会效益日趋凸显。

　　截至2023年，中国可再生能源总装机已突破14.5亿千瓦，占发电总装机的一半以上，超越火电。

　　但随着时代和行业的快速发展，顶层制度设计方面也暴露出一些问题。

　　“《可再生能源法》在很多方面比较笼统，在今天的形势下，确实有修改的必要，需要更为具体、明确，使其在执法过程中有更清晰的可执行性。”全国人大代表、隆基绿能(601012.SH)董事长钟宝申日前在接受界面新闻记者采访时也表示。

　　张天任认为，国家可再生能源中长期开发总量的规划缺乏约束性，且地方规划与国家规划的目标未充分衔接，总体布局和建设速度不够一致。可再生能源消纳压力，仍未在制度层面得到根本性解决，这在一定程度上影响了产业健康发展。

　　此外，全额收购制度落实不够坚强有力，考核制度不够科学，传统能源企业责任落实不够明确等问题，也需予以解决。

　　2019年，全国人大常委会组织开展了可再生能源法执法检查，指出《可再生能源法》落实过程中出现的典型问题，包括可再生能源消纳压力较大，全额保障性收购制度落实不到位，电价补偿和发展基金问题较为突出，与相关财税、土地、环保政策衔接不够，可再生能源技术研发应用仍需加强等，明确提出要进一步修改完善《可再生能源法》。

　　“执法检查结束三年以来，上述大部分问题不仅没有得到有效解决，且益发突出，落实《可再生能源法》主要制度已面临困难。”高纪凡在议案中也表示，目前修订该法存在一定的必要性。

　　有关于全额保障性收购制度，是各代表认为应该修改的重点。

　　所谓可再生能源发电全额保障性收购，是指电网企业(含电力调度机构)根据国家确定的上网标杆电价和保障性收购利用小时数，结合市场竞争机制，通过落实优先发电制度，在确保供电安全的前提下，全额收购规划范围内的可再生能源发电项目的上网电量。该举措的目的在于应对大规模新能源电力上网和市场消纳问题。

　　张天任认为，应完善全额保障性收购制度。他建议在立法中明确，制定合理的可再生能源利用率目标，明确由电网企业、售电企业和电力用户共同承担全额保障性收购责任的法律定位，将全额保障性收购制度切实落到实处，进一步激发发电企业的积极性。

　　此外，制定科学合理的考核机制，在法律中明确规定可再生能源目标引导以及可再生能源电力消纳责任权重考核机制，形成更加科学合理的目标责任考核体系。

　　高纪凡也认为，在《可再生能源法》中应明确可再生能源电力消纳责任制度，作为可再生能源目标制度的主要配套制度；建立电网企业、售电企业和电力用户等市场主体共同承担消纳责任主体，同时与绿证、碳交易机制衔接，将对可再生能源健康持续发展，为碳排放双控数据统计和考核，提供长期制度保障。

　　高纪凡还提出，建议将原第十四条“国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度。”修改为“国家实行可再生能源发电保障性收购制度。国务院能源主管部门会同有关部门按照‘新老划断’原则，制定可再生能源发电保障性收购制度的具体办法”。

　　同时，建议保障性收购制度的具体办法中，一是充分考虑新能源项目的政策背景、开发成本、技术水平等因素，采取“新人新办法、老人老办法”原则，对存量项目继续实施全额保障性收购，对增量项目，允许各省根据本地实际情况，对本省新能源项目合理利用水平进行差异化处理。二是压实电网企业在保障性收购等方面的责任，加强电网建设，建设新型电力系统，并按照可再生能源电力消纳保障机制，提供优先发电、优先输送服务。

　　除全额保障性收购制度外，可再生能源电价、补贴也是一大重点。

　　张天任建议优化调整电价补贴。其认为，随着可再生能源发展，现行补贴政策已远不能满足可再生能源发展需要。建议修改法律第24条条款，在统筹考虑政府财政支撑能力、环境保护和改善民生需求等多方面因素的前提下，多渠道增加补贴资金，缩小资金缺口，优化补贴发放程序。加快完善可再生能源上网电价市场化形成机制。

　　高纪凡认为，现行市场交易机制更多针对常规电源特点设计，不符合新能源出力特性，降低了新能源在电力现货市场中的竞争力，建议后续电价和电力交易制度完善，按“新老划断”原则，存量项目不进入电力市场，继续执行固定电价，保障存量项目合理合法收益。

　　增量项目非保障性收购部分的电量，其上网电价由电力市场确定，并通过制定合理的机制保障新能源参与电力市场交易合理收益，比如政府授权差价合约机制、20年PPA政策等。同时，结合绿电绿证市场建设，将形成“电能量价格+绿色环境溢价”市场机制。

　　因此，高纪凡提出，将《可再生能源法》原第五章“价格管理与费用补偿”，第十九条“可再生能源发电项目的上网电价，由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区的情况，按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定，并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整。上网电价应当公布。”修改为“国务院发展改革部门会同国家能源主管部门等有关部门，按照‘新老划断’原则，建立与新能源特性相适应的上网电价和电力交易制度。”

　　他还建议在原第五章“价格管理与费用补偿”章节新增“国家实行可再生能源绿色电力证书制度，建立全国统一的绿色电力证书体系”条款。

　　去年以来，国家层面也频提推动修订《可再生能源法》。2023年9月，十四届全国人大常委会立法规划发布，明确三类立法项目。其中，《可再生能源法》（修改）被列入第一类项目，即计划在条件比较成熟、任期内拟提请审议的法律草案。