9月13日，《可再生能源法》實施十周年研討會在北京舉行，會議在肯定了該法案實施十年對于可再生能源發展的推動意義之外，也提出了行業發展中存在的問題以及挑戰。

補貼、限電已經成為光伏行業存在的兩大問題，并且上述兩大問題還將長期存在。作為一個政策性行業，目前光伏產業的迅速發展很大程度上還需要依賴補貼，此次會議上，國家發改委價格司電力處副處長支玉強從電價主管部門的角度對于目前行業重點關注的兩大問題進行了介紹，從電價的角度提出了可再生能源法修訂完善的建議：

第一，可再生能源電價附加再次大幅提高難度較大

目前我國光伏電站的補貼政策實行的是固定電價制度，其高于燃煤機組的部分由可再生能源基金補足。截至2016年上半年補貼缺口已累計達550億元人民幣，盡管即將下發的第六批補貼目錄會暫時緩解當前的壓力，但隨著裝機規模的逐步快速擴大，補貼缺口的壓力必將越來越大。

《可再生能源法》實施十年以來，可再生能源電價附加已經進行了三次調整，從0.001元/千瓦時提高至目前的0.019元/千瓦時。然而，當前實體經濟形勢不容樂觀，在國際經濟下行，國內產能過剩的情況下，工商企業降電價呼聲較高，中央也提出要降低企業成本的要求，因此提高可再生能源電價附加與降低企業用電成本形成矛盾。如何解決補貼資金缺口問題，需要可再生能源法修改時認真研究解決。

第二，可再生能源附加征收困難

按照文件，2016年征收的可再生能源附加基金應達到800億元，這與補貼資金數額基本相符，但實際上征收的數額遠低于該數字，這也是導致補貼無法及時到位的重要原因之一。

據了解，企業自備電廠大部分拒絕繳納可再生能源電價附加，然而《可再生能源法》并沒有明確的懲罰措施。雖然財政部、國家發改委曾出臺過相關文件要求各企業嚴格執行可再生能源附加政策，但執行效果并不理想。

第三，固定電價政策執行越來越難

隨著風電、光伏電站建設規模的快速擴大以及行業的技術進步，制定標桿電價的難度也逐步加大。由于信息不對稱以及其他各種原因，價格主管部門難以及時準確的了解到各企業的發電成本，而制定既可以推動行業健康發展又要防止產業過熱的標桿電價政策變的愈發困難。

另外，隨著電改文件的下發，電力改革將逐步推進，電力市場的直接交易規模也將不斷擴大，越來越多的燃煤機組也將選擇參與直接交易和市場競爭。如果風電、光伏繼續維持標桿電價不變，之后將如何參與電力市場的直接交易，如何提高自身的市場競爭力也將是必須面對的問題之一。

第四，化石能源消費主體責任不明確

按照規劃，到2020年需要實現非化石能源消費占比達到15%的目標，但在2016年上半年，火電裝機卻逆勢提升，為十二五以來同期增長最多的時期。

而出現上述情況最主要的原因就是化石能源消費主體以及地方政府的責任與義務不明確，由于地方政府支持火電繼續擴大規模，必將進一步壓縮新能源的發電空間。

限電問題始終無法解決，一是目前以火電為主的電源結構短時間內無法改變，以及供熱機組在北方的占比較高，煤電機組調峰作用不充分，導致了燃煤機組與新能源的矛盾；二是部分地區可再生能源裝機過剩，外送通道不暢。即使是廉價的水電也存在突出的限電問題。

建議《可再生能源法》修訂時統籌加強頂層設計。無論是依據當前的現實情況進行調整，還是借鑒國外成功經驗，我國的固定電價補貼制度下一步要隨著電力體制改革深入推行進行適時調整。支玉強副處長介紹道，目前包括美國、英國等20多個國家實行的是配額制＋綠證的模式，通過實行配額制度保證可再生能源的發展目標，又避免可再生能源過度發展。同時，明確責任主體，建立懲罰措施。上述海外國家的做法，值得我們在修改可再生能源法時參考借鑒。