虽然近二十年中国可再生能源产业发展取得了巨大成就，产业规模和技术发展水平均跻身世界前列，并涌现了一大批全球可再生能源头部企业。但是，中国可再生能源产业发展的背后还存在诸多问题和各种挑战。这些问题和挑战既有来自于发电方式和电网技术等客观因素，也有来自于体制机制等管理因素。同时，也应该清楚地认识到，开展能源转型需要在国家在经济政策方面给予扶持和引导，目前新冠疫情虽然基本结束但经济复苏尚需时日，当前的经济形势对大规模推进可再生能源发展包括装机建设、产业技术研发和电网、储电等电力系统基础设施改造等方面构成一定挑战。最后，但也是最重要的，控制温室气体排放是一项全球性的战略合作，需要全球各国采取协调一致的行动，当前国际局势正在发生深度调整和快速变化，特别是俄乌战争导致国际能源供应出现严重危机，进而导致部分国家重新启动煤炭等传统能源项目，引发了人们对于能源安全的担忧，有可能对继续推进可再生能源产业发展构成严重挑战。本文将从中国可再生能源产业发展法律政策问题、行业发展的困难与挑战以及法律政策建议三个方面对相关问题进行介绍。

　　一、中国可再生能源产业发展的法律政策问题

　　根据中国政府能源主管部门2016年发布的一份文件，“十二五”期间，中国可再生能源发展中存在以下问题和挑战：一是现有的电力运行机制不适应可再生能源规模化发展需要。以传统能源为主的电力系统尚不能完全满足风电、光伏发电等波动性可再生能源的并网运行要求，可再生能源发电大规模并网存在技术障碍，可再生能源电力的全额保障性收购政策难以有效落实，弃水、弃风、弃光现象严重。二是可再生能源对政策的依赖度较高。可再生能源发电成本相对于传统化石能源仍偏高，度电补贴强度较高，补贴资金缺口较大，可再生能源整体对政策扶持的依赖度较高，受政策调整的影响较大，可再生能源产业的可持续发展受到限制。三是可再生能源利用效率不高，“重建设、轻利用”的情况较为突出，供给与需求不平衡、不协调。[1]

　　以上问题也引起了中国最高立法机关的高度重视，全国人大常委会在2019年的一份报告中指出，《可再生能源法》一些制度规定在实施中存在相互间不够协调、执行不够到位等问题，主要表现在以下方面：

　　1. 相关规划尚未充分衔接。主要表现：一是各级可再生能源规划不够衔接。国家可再生能源发展目标和规划缺乏约束性，一些地方可再生能源开发利用中长期总量目标未严格依照全国总量目标确定，地方规划发展目标超过上级总体目标，建设规模、布局和速度也与上级规划不一致。如国家“十三五”规划中确定新疆风电发展目标为1800万千瓦，而新疆可再生能源“十三五”规划中确定风电发展目标为3650万千瓦，远超国家规划目标。二是可再生能源开发规划与电网规划实施中缺乏衔接。电网规划建设与可再生能源开发利用不适应，电网建设滞后于可再生能源发展，输电通道不足，且部分输电通道能力未达到设计水平，可再生能源电力输出受阻问题比较明显。如我国“三北”地区新能源装机达到2.3亿千瓦，本地市场有限，跨区外送能力只有4200万千瓦，仅占新能源装机的18%。灵活性电源比例不尽合理，蓄能电站规划建设较为滞后，影响电网稳定性，不利于可再生能源消纳。

　　2. 可再生能源消纳压力较大。《可再生能源法》第13条规定，国家鼓励和支持可再生能源并网发电。受多种因素影响，一些局部地区弃电率仍然偏高，可再生能源消纳问题仍需重视。用电需求不够平衡，消纳市场容量不足。可再生能源富集区与用电负荷区不匹配，一些地方出于利益考虑不优先接受外来电力，行政区域间壁垒严重，可再生能源异地消纳矛盾较为突出。同时，我国电源结构性矛盾突出，缺少抽水蓄能等灵活调节电源与可再生能源匹配，特别是在冬季供暖期，煤电机组热电联产与可再生能源电力消纳矛盾更加突出。如吉林装机容量是用电负荷的2.6—5.8倍，省内电源持续富余，特别是在冬季供暖期，保证供热的火电最小发电出力比低谷用电负荷高210—320万千瓦，电网调峰困难。由于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，可再生能源电力消纳压力很大，一定程度影响和制约了可再生能源的健康快速发展。

　　3. 全额保障性收购制度落实尚不到位。《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。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，且存在以低于国家有关政策明确的电价水平收购的情况。如宁夏2018年自行制定风电最低保障性收购利用小时数为750—850小时，远低于国家核定的1850小时最低保障收购小时数。甘肃2018年自行设置的风电、光伏发电保障性收购小时数分别为774小时和479小时，距国家保障性收购政策规定的风电1800小时和光伏发电1500小时差距较大;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。

　　4. 电价补偿和发展基金问题较为突出。《可再生能源法》第20条规定，收购可再生能源电量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，由在全国范围对销售电量征收可再生能源电价附加补偿。《可再生能源法》第24条规定，国家财政设立可再生能源发展基金，资金来源包括国家财政年度安排的专项资金和依法征收的可再生能源电价附加收入等。法律实施过程中，电价补偿政策落实不到位，补贴资金来源不足，补贴发放不及时，影响企业正常经营和发展。国家相关部门反映，现行可再生能源发电补贴政策已远不能满足可再生能源发展需要。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%以上新增可再生能源发电项目补贴资金来源尚未落实。一是可再生能源电价附加未及时调整。二是电价附加未依法严格征收。三是发展规模缺乏有效控制。可再生能源发展初期，电价调整滞后于技术发展水平，部分可再生能源企业追求高投资回报，非理性投资，抢装机、抢上网问题突出，一些地方未按照国家规划有效控制本地区发展规模，加剧了补贴缺口。

　　5. 与相关财税、土地、环保等政策衔接不够。《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。调查发现，可再生能源企业特别是民营企业贷款难、贷款贵问题仍然存在。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。可再生能源开发利用与土地管理、生态环境保护等政策衔接不够，相关部门监管协同不够，可再生能源建设布局、开发规模受政策调整影响较大。有的地方土地税费征收不规范，税收减免措施落实不到位，造成非技术成本高昂。

　　6. 可再生能源非电应用支持政策存在短板。《可再生能源法》第16、17条明确国家鼓励发展生物质燃气和热力、太阳能热利用等。实际工作中，各类型可再生能源之间发展不平衡，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都较为缓慢。可再生能源非电应用政策支持和经济激励力度不足，生物质热力、生物燃气、生物柴油等产品缺乏具体的支持政策，受特许经营限制，难以公平进入市场。生物质能开发利用对于改善民生、助力脱贫攻坚、保护生态环境等具有更加直接的作用，应统筹考虑其环保效益和社会效益，加大财税政策支持力度。