《可再生能源法》执法检查 倡落实全额保障性收购制度

　　而部分电网公司甚至不按法律要求对小水电等可再生能源发电并网提供相关服务，甚至克扣上网电量，由发电企业承担并网费用的情况长期存在。
　　“全额保障收购的法律规定。这在可再生能源法中都明确写上了，不要把它作为一个象征意义，它是一个实质性的规定。”参与分组审议的陆浩委员表示。
　　如何解决全额保障性收购制度能够落地的问题？
　　报告给出的解决之道包括：国家发展改革委、国家能源局要加强对可再生能源及相关规划的统筹，尽快出台全国电网发展规划，加强配套电网和跨省区输出通道建设，提高消纳、输送能力，保证可再生能源开发、输送、利用多个环节的健康、协调发展。
　　此外，技术创新也被视作是打破现有格局的利器。
　　“实际上可再生能源的收购，从电网和各个方面都做了很大的努力，为了保证优先调度、全额保障收购，要加强保障性措施的完善，包括科学技术的研发都要跟上，解决好这些技术瓶颈问题。”陆浩委员表示。
　　而报告中亦建议，建立分布式可再生能源电力并网技术支撑体系和管理机制，实现分布式发电直供及无歧视、无障碍接入电网，鼓励可再生能源的分散开发和就地消纳。
　　价格补贴
　　除了全额保障性收购制度之外，可再生能源电价补贴也成为分组审议的一个热点话题。
　　目前，光伏发电采用全国统一标杆上网电价。全国人大常委会执法检查组在地方调研时，有地方反映，各地光照条件不同，投资回报差别较大，“一刀切”的价格政策不利于光伏发电大规模应用。
　　同时，也有企业反映，光伏电站上网电价年限不明确，分布式光伏发电自发自用部分电价补贴政策没有确定，海上风电上网电价也未出台，企业难以核算投资回报。
　　与之对应的就是政府部门为扶植可再生能源产业发展所允诺的补贴，往往难以落实，电价附加和补贴机制亟待健全。
　　全国人大常委会执法检查组在调研中遇到的价格补贴问题主要包括以下几个方面：
　　首先，是按照现有的电价附加标准和征收率，所筹集的资金已不能满足补助需要；其次，补贴审批环节多，程序复杂，到位周期长，长期拖欠严重影响投资效益；第三，现有补贴侧重于发电环节，对输电、辅助服务补贴不到位，影响了电网企业建设的积极性；最后，可再生能源基金的使用缺乏统筹协调，资金安排与规划缺乏有效衔接。
　　此前，为了鼓励可再生能源，国家规定了一系列的税收优惠政策，比如对中央财政补贴不征收增值税。但该项政策在地方执行过程中，显然有“变形”的情况。
　　“有的地方仍将电价附加资金列为电网企业收入，征收增值税。国家制定了小水电征收6%增值税的政策，但有的地方实际征收税率高达16.8%。”报告中披露。
　　而正在推进的增值税改革，对于地方发展可再生能源产业积极性也有一定影响。“允许抵扣固定资产进项税额，导致地方政府长期内无法从风电、光伏发电项目中获得税收收入，资源优势难以转变为地方发展优势。”报告称。