9月13日，《可再生能源法》实施十周年研讨会在北京举行，会议在肯定了该法案实施十年对于可再生能源发展的推动意义之外，也提出了行业发展中存在的问题以及挑战。
补贴、限电已经成为光伏行业存在的两大问题，并且上述两大问题还将长期存在。作为一个政策性行业，目前光伏产业的迅速发展很大程度上还需要依赖补贴，此次会议上，国家发改委价格司电力处副处长支玉强从电价主管部门的角度对于目前行业重点关注的两大问题进行了介绍，从电价的角度提出了可再生能源法修订完善的建议：
第一，可再生能源电价附加再次大幅提高难度较大
目前我国光伏电站的补贴政策实行的是固定电价制度，其高于燃煤机组的部分由可再生能源基金补足。截至2016年上半年补贴缺口已累计达550亿元人民币，尽管即将下发的第六批补贴目录会暂时缓解当前的压力，但随着装机规模的逐步快速扩大，补贴缺口的压力必将越来越大。
《可再生能源法》实施十年以来，可再生能源电价附加已经进行了三次调整，从0.001元/千瓦时提高至目前的0.019元/千瓦时。然而，当前实体经济形势不容乐观，在国际经济下行，国内产能过剩的情况下，工商企业降电价呼声较高，中央也提出要降低企业成本的要求，因此提高可再生能源电价附加与降低企业用电成本形成矛盾。如何解决补贴资金缺口问题，需要可再生能源法修改时认真研究解决。
第二，可再生能源附加征收困难
按照文件，2016年征收的可再生能源附加基金应达到800亿元，这与补贴资金数额基本相符，但实际上征收的数额远低于该数字，这也是导致补贴无法及时到位的重要原因之一。
据了解，企业自备电厂大部分拒绝缴纳可再生能源电价附加，然而《可再生能源法》并没有明确的惩罚措施。虽然财政部、国家发改委曾出台过相关文件要求各企业严格执行可再生能源附加政策，但执行效果并不理想。
第三，固定电价政策执行越来越难
随着风电、光伏电站建设规模的快速扩大以及行业的技术进步，制定标杆电价的难度也逐步加大。由于信息不对称以及其他各种原因，价格主管部门难以及时准确的了解到各企业的发电成本，而制定既可以推动行业健康发展又要防止产业过热的标杆电价政策变的愈发困难。
另外，随着电改文件的下发，电力改革将逐步推进，电力市场的直接交易规模也将不断扩大，越来越多的燃煤机组也将选择参与直接交易和市场竞争。如果风电、光伏继续维持标杆电价不变，之后将如何参与电力市场的直接交易，如何提高自身的市场竞争力也将是必须面对的问题之一。
第四，化石能源消费主体责任不明确
按照规划，到2020年需要实现非化石能源消费占比达到15%的目标，但在2016年上半年，火电装机却逆势提升，为十二五以来同期增长最多的时期。
而出现上述情况最主要的原因就是化石能源消费主体以及地方政府的责任与义务不明确，由于地方政府支持火电继续扩大规模，必将进一步压缩新能源的发电空间。
限电问题始终无法解决，一是目前以火电为主的电源结构短时间内无法改变，以及供热机组在北方的占比较高，煤电机组调峰作用不充分，导致了燃煤机组与新能源的矛盾；二是部分地区可再生能源装机过剩，外送通道不畅。即使是廉价的水电也存在突出的限电问题。
建议《可再生能源法》修订时统筹加强顶层设计。无论是依据当前的现实情况进行调整，还是借鉴国外成功经验，我国的固定电价补贴制度下一步要随着电力体制改革深入推行进行适时调整。支玉强副处长介绍道，目前包括美国、英国等20多个国家实行的是配额制＋绿证的模式，通过实行配额制度保证可再生能源的发展目标，又避免可再生能源过度发展。同时，明确责任主体，建立惩罚措施。上述海外国家的做法，值得我们在修改可再生能源法时参考借鉴。
