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。

　　7. 可再生能源技术研发应用仍需加强。《可再生能源法》第12条规定，支持推动可再生能源开发利用的科学技术研究、应用示范和产业化发展。虽然我国可再生能源技术水平取得显著进步，但在技术研发能力、装备制造质量、工程技术创新、公共技术体系建设方面仍需进一步加强。

　　8. 可再生能源行业监管力度不够。《可再生能源法》规定了各级政府部门、相关企业的权利义务，具体实施中由于相关责任主体不够明确、缺乏有力监管等原因，造成对执行不到位的难以实施处罚。《可再生能源法》第28—31条规定了相关部门、电网企业、燃气和热力管网企业、石油销售企业的法律责任，但自法律颁布实施以来，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。[2]

　　中电联2021年2月发布的《新能源补贴拖欠问题及政策建议》显示，截至2019年底，国家电网、南方电网、蒙西电网经营区纳入补助目录的新能源存量项目拖欠金额为1464.79亿元(不含税，下同)，未纳入补助目录的存量项目拖欠金额为1808.30亿元，合计拖欠金额3273.09亿元。风能专委会综合各项因素测算，截至2021年底，可再生能源发电补贴拖欠累计在4000亿元左右。[3]尽管2021年，随着光伏、风电先后进入平价时代，每年新增可再生能源补贴规模不再增加，但存量的电站依旧每年产生补贴费用，短期内缺口仍继续增加。

　　2021年10月，中国政府能源主管部门再次在一份文件中阐述了中国 “十三五”期间可再生能源发展存在的问题，认为：虽然可再生能源发电增长较快，但在能源消费增量中的比重还低于国际平均水平;可再生能源规模化发展和高效消纳利用的矛盾仍然突出，新型电力系统亟待加快构建;我国可再生能源发展面临既要大规模开发、又要高水平消纳、更要保障电力安全可靠供应等多重挑战，必须加大力度解决高比例消纳、关键技术创新、稳定性可靠性等关键问题;制造成本下降较快，但非技术成本仍相对较高;可再生能源非电利用发展相对滞后;保障可再生能源高质量发展的体制机制有待进一步健全完善。[4]

　　为保障中国可再生能源发展，2023年1月，全国人大环资委建议将《可再生能源法》修改列入十四届全国人大常委会立法规划、年度立法工作计划，认为：中国可再生能源电力消纳保障措施不够完善、电网建设与可再生能源发展不同步、与用地政策统筹不足，并提出完善可再生能源规划的落实措施、强化支持可再生能源技术创新、增加支持电网规修编及新能源配套送出工程建设的规定、补充可再生能源用地支持措施等主要建议。[5]