经济观察网 记者 郑晨烨 3月8日，经济观察网记者从天合光能获悉，在今年的全国两会上，全国人大代表、天合光能股份有限公司董事长高纪凡提交了《关于修改〈可再生能源法〉的议案》。

高纪凡表示，《可再生能源法》是促进我国可再生能源发展、实现能源转型的重要法律保障。2006年《可再生能源法》正式生效，有力促进了可再生能源的开发利用和产业发展壮大。但是随着我国提出碳达峰碳中和目标，可再生能源尤其是光伏等新能源发展面临的宏观形势发生了变化。

记者了解到，现行《可再生能源法》于2005年颁布后，2009年进行了修订，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。

高纪凡指出，在现行《可再生能源法》的基础上，我国可再生能源法规和政策体系近年来不断完善，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提升，可再生能源的社会效益日趋凸显。其中，光伏发电从2005年刚刚起步，到2023年底累计装机达到6.1亿千瓦，已成为我国第二大装机电源。我国光伏产业也已成为我国少有的具备全球竞争优势，实现端到端自主安全可控并有望率先成为高质量发展典范的新兴产业，占据全球绝对领先地位。

但与此同时，高纪凡亦表示，经过十余年快速发展，新能源产业正面临着一系列新的矛盾和问题，需要通过顶层法律规范进行解决，因此亟需抓紧开展可再生能源修法工作。

他告诉记者，针对《可再生能源法》执行情况，2019年全国人大常委会曾开展了执法检查，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。主要体现为目前光伏风电等已进入了平价上网阶段，直接的电价支持政策已不再适用；全额保障性收购制度也不再具有普适性、经济性；随着新能源规模的扩大和电力市场化的深入，光伏发电综合电价持续下降，如何促进光伏等新能源稳步进入电力市场成为替代直接电价支持政策的迫切任务重点。”高纪凡说。

在此背景下，在2024年两会召开之际，高纪凡对《可再生能源法》修法提出了三条建议：

一是建议将《可再生能源法》第一章第四条：“国家将可再生能源的开发利用列为能源发展的优先领域，通过制定可再生能源开发利用总量目标和采取相应措施，推动可再生能源市场的建立和发展。”

修改为：“国家将可再生能源的开发利用列为能源发展的优先领域，通过制定可再生能源开发利用总量目标和可再生能源电力消纳保障机制等措施，并与绿证、碳交易机制衔接，推动可再生能源市场的建立和发展。”

高纪凡表示，自2019年可再生能源电力消纳保障机制建立起来，消纳权重在压实各地区可再生能源开发和消纳责任，推动可再生能源装机规模提升方面发挥了显著作用。

因此，在他看来，应于《可再生能源法》中明确可再生能源电力消纳责任制度，由电网企业、售电企业和电力用户等市场主体共同承担消纳主体责任，同时与绿证、碳交易机制衔接，这将对可再生能源健康持续发展，以及碳排放双控数据统计和考核，提供长期制度保障。

二是建议将《可再生能源法》第四章第十四条：“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，高纪凡建议，在保障性收购制度的具体办法中，还要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。

此外，要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。

三是建议将《可再生能源法》第五章第十九条：“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。”

同时，高纪凡还建议在《可再生能源法》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”的条款。

高纪凡表示，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。

因此，其建议随着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。

而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（购电协议）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。