《中华人民共和国可再生能源法》（以下简称《可再生能源法》）作为可再生能源领域的国家法律，首次发布施行于2006年1月，2010年4月1日经修正后施行。该法律的制定实施为我国可再生能源实现跨越式发展发挥了重要作用。

　　“十三五”以来，我国可再生能源装机规模、利用水平、技术装备、产业竞争力迈上新台阶，取得举世瞩目的成就。当前及今后一段时期是能源转型的关键期，我国将坚决落实“双碳”目标任务，大力推进能源革命向纵深发展。但现行《可再生能源法》已不能很好适应可再生能源发展需求，迫切需要解决实施中暴露出的一些突出问题：

　　一是可再生能源发电全额保障性收购制度实施的基础条件发生根本变化。《可再生能源法》第14条规定，国家实行符合条件的可再生能源发电全额保障性收购制度。该制度对推动和促进可再生能源的持续快速发展发挥了重要作用。但从当前发展实际看，该制度已经完成历史任务。电力体制改革的推进，使电量消纳由电网企业统购统销转为市场化交易。尤其是2021年后，按照国家有关政策要求，各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场（目前已超过70%），从根本上打破了《可再生能源法》制定时“电网企业全额保障性收购—电网企业与发电企业结算—国家补贴电网企业”的基本逻辑，由电网企业承担可再生能源发电全额保障性收购责任已不具备条件。

　　二是现行法律对新能源规划执行约束力不够、源网规划建设不同步。《可再生能源法》第8条、第9条对可再生能源开发利用规划作出规定，要求地方规划依据全国规划。但从实际情况来看，一方面，各类、各级规划衔接不够。国家整体规划和专项规划不协调。在国家可再生能源规划之外，国家有关部门还发布了大基地布局规划、三批大基地项目清单、整县分布式光伏计划、各类新能源示范基地和示范项目等专项规划，各类规划之间的关系不明确。国家与地方规划不衔接，地方规划实际项目规模总和远大于国家规划。另一方面，新能源项目建设周期短，电网送出工程建设周期长，两者相差半年甚至1年。地方政府在发布新能源规划时，往往只强调发展规模，没有考虑建设时序、配套电网规划等方面。例如，新能源单方面快速发展，一些地区可能重现弃风弃光现象。

　　三是新型电力系统建设需要对提升新能源出力预测技术水平、加强监视和控制手段等作出法律设计。《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。目前新能源场站端预测精度偏低，风电约80%，光伏低于85%，随着新能源装机规模持续增长，预测精度不足带来的偏差将对电网安全、电力电量平衡等带来更大的影响，亟需进一步提升预测精度。新能源大规模快速发展与现有电网监视手段、调度平衡技术及控制手段等存在不适应性，要求构建全网监视、全频段分析、全局优化、协同控制的调度技术支持系统，提升新能源可观可测可控能力。

　　对于修改《可再生能源法》，提出以下建议：

　　一是《可再生能源法》在修改中，推动有效市场与有为政府更好结合，发挥好政府在新能源规划审批、建设用地、调度运行、并网消纳等方面引导与规制作用；不断健全市场机制，推动新能源参与市场，完善市场化定价机制，以市场化方式合理疏导电力系统转型成本。

　　二是《可再生能源法》在修改中，坚持市场化方向，按照“全网统筹、保量稳率”原则，统筹好源网荷储各环节，推动新能源、电网和配套调节能力协调发展，加强规划刚性执行，统筹安排各类新能源项目建设规模和节奏，确保国家和地方规划有序衔接、各专项规划有效协调，提高新能源利用水平。

　　三是《可再生能源法》在修改中，推动建立健全新能源发展长效机制，更好平衡传统能源与新能源之间、主体能源与调节能源之间、不同社会主体之间的发展利益，引导全社会共同承担新能源供给和消纳责任。