2005年2月28日，全国人大常委会通过了《中华人民共和国可再生能源法》（以下简称《可再生能源法》），建立了包括总量目标制度、强制上网制度、分类电价制度、费用分摊制度和专项资金制度在内的五项基本制度。各部门先后颁布实施了一系列规划、配套细则、部门规章、标准和规范，形成了具有中国特色的可再生能源政策体系。由于该法发出了积极的市场信号，极大调动了各方面发展可再生能源的积极性。

　　目前，中国水电、风电、太阳能产业均已处于世界前列。2009年,中国水电装机近2亿千瓦，居世界第一；风电累计装机连续四年翻番，达2500万千瓦，成为全球风电最有活力和潜力的市场；太阳能光伏电池产量为400万千瓦，以绝对优势保持世界第一；累计太阳能热水器使用量超过1.45亿平方米，占全球太阳能热水器总使用量的60%以上；生物质能、地热能等其他可再生能源领域也取得了长足发展。不考虑传统的生物质利用，2009年，中国可再生能源利用约为2.6亿吨标准煤，约占当年一次能源消费总量的8.4%。可以说，《可再生能源法》的实施对推动我国可再生能源开发利用产生了积极作用。

　　瓶颈阻碍凸显

　　为应对全球气候变化，中国政府提出，到2020年单位GDP二氧化碳排放量比2005年降低40%?45%，化石能源占一次能源消费比重达到15%。为实现上述目标，必须加快可再生能源的开发进程。到2020年，我国水电装机容量至少应达到3亿千瓦，风电装机容量应达到1.5亿千瓦，太阳能发电装机容量应达到2000万千瓦，生物质发电装机容量应达到3000万千瓦。

　　上述目标的实现需要特殊的政策支持。经过多年发展，阻碍可再生能源进一步发展的问题也开始显现，包括：没有形成完善的电价机制；政策措施不完善，贯彻执行不到位；电网建设不能适应新能源快速发展的需要，新能源发电上网和输送开始受阻；产业集中度不高、技术研发落后和受制于人；新能源国内市场需求不足，产能不能有效释放；能力建设和机构不健全，我国尚无一家国家级的新能源研究机构和行业组织，力量很分散，不能为新能源产业的快速发展提供有效的支撑；人才储备不足等。这些问题的解决需要从体制机制、资金投入、价格扶持、财税优惠、行业管理等进行统筹规划。

　　新政三看点

　　2009年12月26日，十一届全国人大常委会第十二次会议表决通过了《中华人民共和国可再生能源法修正案》，修正案自2010年4月1日起施行。这标志着，我国可再生能源新政拉开序幕，其中值得各方关注的变化主要有三点：

　　一是更强调规划的作用。

　　新法第八条规定：国务院能源主管部门会同国务院有关部门，根据全国可再生能源开发利用中长期总量目标和可再生能源技术发展状况，编制全国可再生能源开发利用规划，报国务院批准后实施。国务院有关部门应当制定有利于促进全国可再生能源开发利用中长期总量目标实现的相关规划。省、自治区、直辖市人民政府管理能源工作的部门会同本级人民政府有关部门，依据全国可再生能源开发利用规划和本行政区域可再生能源开发利用中长期目标，编制本行政区域可再生能源开发利用规划，经本级人民政府批准后，报国务院能源主管部门和国家电力监管机构备案，并组织实施。

　　第九条规定：编制可再生能源开发利用规划，应当遵循因地制宜、统筹兼顾、合理布局、有序发展的原则，对风能、太阳能、水能、生物质能、地热能、海洋能等可再生能源的开发利用做出统筹安排。规划内容应当包括发展目标、主要任务、区域布局、重点项目、实施进度、配套电网建设、服务体系和保障措施等。

　　二是实行全额保障性收购制度。

　　原法主要是通过在电网覆盖范围内发电企业与电网企业履行并网协议来解决，实施中由于双方企业利益关系和责任关系不明确，缺乏对电网企业的有效行政调控手段和对电网企业的保障性收购指标要求，难以落实有关全额收购的规定。因此，在新法第十四条中明确提出国务院能源主管部门会同国家电力监管机构和国务院财政部门，依照全国可再生能源开发利用规划，制定全国可再生能源发电量的年度收购指标和实施计划，确定并公布对电网企业应达到的全额保障性收购可再生能源发电量的最低限额指标。该制度要求电网企业应当加强电网规划和建设，扩大可再生能源电力配置范围，发展和应用智能电网等先进技术，完善电网运行管理，提高吸纳可再生能源电力的能力，为可再生能源发电提供上网服务。同时，为了保障电网企业的运行安全和合理利益，提高电网企业收购可再生能源电量的积极性，相关部门将落实有关电网费用补偿制度，发挥市场对资源配置作用，加快落实电价改革方案，完善电网企业定价机制，及时消纳可

　　再生能源电力随机性、间歇性等因素带来的新增合理成本。

　　三是建立政府发展基金。

　　目前，我国建立了可再生能源电价附加资金制度，征收标准为每千瓦时4厘钱。当前可再生能源电价附加通过电网企业网间结算方式调配，一是可再生能源附加计为电网企业收入，所缴纳增值税和所得税等要占全部附加资金的三分之一；二是资金调配周期长，补贴资金不能及时到位，电力企业资金压力较大。

　　为此，新法规定把现行可再生能源法规定征收的电价附加和国家财政专项资金合并为政府基金性质的国家可再生能源发展基金，用于支持以下事项：可再生能源开发利用的科学技术研究、标准制定和示范工程；农村、牧区的可再生能源利用项目；偏远地区和海岛可再生能源独立电力系统建设；可再生能源的资源勘查、评价和相关信息系统建设；促进可再生能源开发利用设备的本地化生产等。

　　基金具有“资金纵向管理”的明显优点：

　　其一，是程序简便，效率高，因此行政成本可以大大降低。

　　其二，基金方式可以做到“统一收取、统一发放”，保证可再生能源投资企业按时获得收益，还可以鼓励可再生能源资源丰富地区发展可再生能源的积极性。

　　其三，我国可再生能源已经进入快速发展时期，在国家价格政策的有力支持下，发电市场规模将不断扩大，原有的电价附加所收取用于补贴可再生能源得资金量会越来越大，会由现在每年60亿元规模的水平，放大到上百亿甚至几百亿，如果仍按现有的管理模式，将对国家资金造成巨大浪费。

　　新政如何更具操作性

　　新《可再生能源法》的实施需要出台相应的管理办法。目前正在着手出台的办法包括《可再生能源发电配额指标管理办法》（以下称《配额管理办法》）和《可再生能源发展基金征收使用管理办法》。

　　《配额管理办法》制定的目的是为具体落实新法提出的“全额保障性收购制度”。其基本原则包括：配额指标与能源结构调整相协调，配额指标与应对气候变化的国家行动目标相协调，配额指标应有利于培育战略性新兴产业，配额指标应兼顾水电与非水电可再生能源产业发展实际。配额指标应覆盖所有可再生能源，确保我国非化石能源比重和二氧化碳排放强度目标的实现；同时，要规定非水电可再生能源电力应达到的比重，确保风电、太阳能和生物质能等发电产业的发展。从政策制定的有效性考虑，在技术选择过程中，应避免丰富的低成本资源得不到开发，而不丰富和开发成本较高的资源却得到了开发的现象产生。这涉及开发商的开发意愿问题。最好的办法是通过制定分技术指标，对不同技术实行不同的配额。考虑到可操作性，当前可以先划分为包括水电的可再生能源和非水电可再生能源两类。

　　配额制实施的难点是义务承担主体确定和配额指标的分配。《可再生能源法》修订后为配额义务承担主体的确定扫清了制度障碍。因此，配额义务的承担主体是电网企业；可再生能源电力总比重目标和非水电可再生能源电力比重目标分配到各电网公司，分配的依据是所在服务区域内可再生能源开发规划所对应的可再生能源电力的能力。

　　配额制还应规定考核监管机构，指标发布制度、执行情况跟踪和报告制度、义务考核监管制度、信息公告制度和奖励惩罚制度等。

　　《可再生能源发展基金征收使用管理办法》的制定应包括以下内容。一是定机构，由国家发展改革委、财政部、国家能源局、科技部、国资委和电监会等部门共同筹备成立可再生能源发展基金管理委员会，作为可再生能源发展基金筹集、使用和管理的协调机构，下设支付中心，作为负责基金的日常管理的部门。二是定规模，以2020年可再生能源发展目标（2020年可再生能源要占到一次能源消费比重15%）为依据，分解为各年度发展目标，估算出所需资金的基本规模。三是定职责，由国家能源局会同有关业务主管部门根据新《可再生能源法》规定基金的使用范围提出基金使用的年度计划，国家发展改革委（价格司）落实电价附加的水平，财政部负责补足基金使用年度计划中电价附加不足的部分，制定年度基金预算并管理基金专用账户。四是定办法，可再生能源发电相关的电价补贴和电网建设补贴主要依靠可再生能源电力附加，其他专项支持主要来自财政资金；可再生能源电价附加在省级电网公司征收。基金使用则在基金年度计划的范围内，各有关单位按程序逐级向国家能源局上报基金拨付的申请，国家能源局报国家发展改革委和财政部予以审核后，提交可再生能源发展基金管理委员会予以拨付。五是定基金监管制度，由可再生能源发展基金管理委员会组织相关部门，对基金使用过程中出现的重大问题进行讨论，提出解决办法，会同财政主管管理部门审批支持项目。（作者为国家发改委能源研究所可再生能源发展中心副主任、研究员）