财联社3月8日讯（记者 刘梦然）《可再生能源法》自2006年正式生效至今，为保障新能源行业快速发展贡献重要力量，但时至今日，落实其中部分制度已面临困难，可再生能源尤其是光伏等新能源发展面临宏观形势变化。

今年两会期间，全国人大代表、天合光能董事长高纪凡对修改《可再生能源法》提出多条建议，其中涉及绿证、碳交易和电力交易和保障性收购等。他认为，新能源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。

在新形势下，高纪凡认为，为增强《可再生能源法》指导和规范可再生能源发展的权威性和有效性，推动光伏等新能源更高质量发展，对《可再生能源法》修法提出修改完善建议：

一是建议将原第四条“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。”

高纪凡在建议中提到，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《可再生能源法》中明确可再生能源电力消纳责任制度作为可再生能源目标制度的主要配套制度，建立电网企业、售电企业和电力用户等市场主体共同承担消纳责任主体，同时与绿证、碳交易机制衔接，将对可再生能源健康持续发展，为碳排放双控数据统计和考核，提供长期制度保障。

在保障性收购方面，他建议将原第十四条“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，建议保障性收购制度的具体办法中，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。同时，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。

原第五章“价格管理与费用补偿”，第十九条中规定，“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。”

对此，他建议修改为“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。”在原第五章“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”条款。

对于电力现货市场，高纪凡在建议中提到，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。

对此，他建议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。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。

今年两会期间，高纪凡代表还提出建议，为加快构建我国新型电力系统，保障我国“双碳”目标实现，亟需加快推动光储产业融合高质量发展。

对此，高纪凡建议，应该鼓励集中式和分布式光伏配置储能，以及独立储能建设，进一步完善电网调度机制，充分发挥源网荷侧的储能作用；进一步完善新能源、储能参与电力市场交易机制，通过容量电价机制、现货、辅助服务等方式，保障新能源配储、独立储能成本疏导和相应收益。他建议，国家发改委、国家能源局等部门出台具体细则，推动共享储能等新业态与应用方式，切实提升储能装置利用率。