规划缺衔接、补贴资金不到位，《可再生能源法》遭人大常委会“点名”

记者 | 江帆

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《中华人民共和国可再生能源法》（下称《可再生能源法》）已实施了13年。日前，国家针对该法实施情况指出了八大问题，并提出了六项建议。

12月24日，十三届全国人大常委会第十五次会议听取关于检查《可再生能源法》实施情况的报告（下称报告）。

《可再生能源法》由第十届全国人民代表大会常务委员会第十四次会议于2005年2月通过，自2006年1月1日起施行。

报告指出，《可再生能源法》自颁布实施以来，国内可再生能源产业快速发展，但目前有关开发利用规划、全额保障性收购、费用补偿等部分法律制度，仍存在统筹协调不够、落实不到位、监管薄弱等问题。

今年8-11月，全国人大常委会组织开展了《可再生能源法》执法检查。执法检查组成员共21位，由全国人大常委会委员、环资委委员和全国人大代表组成。

目前，中国水电、风电、光伏发电的累计装机规模均居全球首位。

2018年，全国可再生能源发电量约1.87万亿千瓦时，占全部发电量的26.7%，较2005年提高10.6个百分点；可再生能源占一次能源消费总量比重达到12.5%左右，比2005年翻了一番。

报告指出，《可再生能源法》在具体实施中存在八大问题，包括：相关规划尚未充分衔接，消纳压力仍较大，全额保障性收购制度落实尚不到位，电价补偿和发展基金问题较突出，与相关财税、土地、环保等政策衔接不够，非电应用支持政策存在短板、技术研发应用仍需加强以及监管力度不够。

根据报告，相关规划尚未充分衔接，主要包括国家与地方规划、可再生能源与电网规划两个方面。

检查中发现，国家可再生能源发展目标和规划缺乏约束性。一些地方规划发展的建设规模、布局和速度与上级规划不一致。如新疆可再生能源“十三五”规划中，确定风电发展目标为3650万千瓦，远超国家确定的1800万千瓦。

其次，可再生能源开发规划与电网规划实施中也缺乏衔接。一些地方电网建设滞后于可再生能源发展，电力输出受阻问题明显。例如，“三北”地区新能源装机达2.3亿千瓦，本地消纳能力有限需外送，但跨区外送能力只有4200万千瓦，仅约占新能源装机的18%。

影响可再生能源消纳的因素，还包括国内行政区域间壁垒严重、缺少抽水蓄能等灵活调节电源与可再生能源匹配，以及一些可再生能源资源富集的重点地区缺乏针对性政策安排等。

根据《可再生能源法》第14条规定，国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度。

检查中发现，个别省份暂未达到国家规定的最低保障收购年利用小时数，且存在以低于国家规定的电价水平收购的情况，如宁夏和甘肃。

在实际风电、光伏发电利用小时数中，大部分电量属于低价市场化交易，发电企业合法权益保障不足。

此外，现行可再生能源发电补贴政策已远不能满足行业发展需要。电价补偿政策落实不到位、补贴资金来源不足、发放不及时，已影响企业正常经营和发展。

据国家发改委能源研究所统计，截至2018年末，可再生能源累计补贴资金缺口已达约2000亿元。

报告指出，国家相关部门反映，目前征收总额仅能满足2015年底前已并网项目的补贴需求，“十三五”期间90%以上的新增可再生能源发电项目补贴资金来源，尚未落实。

主要原因之一是，可再生能源电价附加未及时调整。附加征收标准自2016年提至每千瓦时1.9分后，就未调整过。

电价附加未依法严格征收也是原因之一。第三方评估报告指出，2015-2018年，可再生能源电价平均附加征收率仅为84.4%。此外，发展规模缺乏有效控制，加剧了补贴缺口。

可再生能源行业与相关财税、土地、环保等政策的衔接不够，也是企业担忧的问题之一。

《可再生能源法》第25、26条分别规定，对列入国家可再生能源产业发展指导目录的有关项目，金融机构对其提供优惠贷款，国家给予税收优惠。

检查中，一些企业反映，可再生能源企业特别是民营企业仍存在贷款难、贷款贵的问题。第三方评估报告也指出，财政贴息政策没有落实，优惠贷款政策未覆盖可再生能源领域。

部分地方的可再生能源开发利用，还与土地管理、生态环境保护等政策衔接不够，造成非技术成本高昂。

可再生能源非电应用支持政策也存在短板。

在实际工作中，可再生能源非电应用明显滞后于发电类项目，太阳能热利用、地热利用以及生物质燃料的发展均较为缓慢。企业反映，可再生能源非电应用政策支持和经济激励力度不足。

此外，可再生能源行业的监管力度不够。自《可再生能源法》颁布实施以来，尚未有因违反《可再生能源法》获得相关行政处罚的案例发生，法律责任条款并未有效落实。

对此，报告提出六项建议：做好顶层设计，提高规划的科学性和协调性；完善体制机制，统筹解决可再生能源消纳问题；加强统筹协调，综合研究解决补贴资金拖欠问题；健全政策措施，实现可再生能源持续健康发展；坚持科技创新，推动解决发展中出现的问题；进一步修改完善《可再生能源法》。

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