早在2005年我国就通过了《可再生能源法》，并于2006年1月1日开始实施，十几年来，我国出台了一系列支持政策，构建了全面的可再生能源政策干预体系。可是到了执行层面，效果却不尽人意。为什么会出现这样的情况?本文，笔者对此原因进行深入探讨。
2005年，我国全国人大通过了《可再生能源法》，对积极发展可再生能源形成了法律意志;
2009年，可再生能源法(修正案)对涉及专项资金管理、电网接入与收购等明确了操作管理模式;
2015年3月，国家发改委和能源局印发《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》;
2016年6月，国家发改委和能源局印发《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》;
2016年，国家发改委印发《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》。
这些法律与政府规定，构成了我国的可再生能源政策干预体系。具体而言，就是“固定电价、全额收购、优先入网、20年支持”的全面支持政策。这跟德国的可再生能源法(EEG)惊人的一致，致力于全面降低可再生能源的发展风险。
但是到了执行层面，从操作上， 却只剩下一个相比火电标杆电价2毛5左右的固定补贴。全额收购没有落实，大用户直购了反而成了可再生能源的利空了?20年支持也不提了(3万小时如果认真坚持，那么弃风多意味着补贴年份拉长)，反而取消补贴，平价上网的声音很盛?
这其中的原因，无疑是一个值得探讨的问题。
2005年的可再生能源法
2005年通过的《可再生能源法》对可再生能源的支持政策有如下描述：
第十四条 国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度。制定电网企业优先调度和全额收购可再生能源发电的具体办法，并由国务院能源主管部门会同国家电力监管机构在年度中督促落实。
第十九条 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。
第二十条 电网企业依照本法第十九条规定确定的上网电价收购可再生能源电量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，附加在销售电价中分摊。
从这一表述，特别是第十九条来看，中国的可再生能源发电支持政策应该是FIT(Feed-in-tariff)，也就是固定优惠电价。这一电价需要的补贴额度，如果现实中电价出现变化，也将出现变化。这一政策不应该是固定补贴(FIP)，也就是按照大致0.25元/度的固定补贴额度去补贴，而承担市场的价格波动风险(比如直接交易价格)。
2009年的法律修订都体现在何处?
在第9条中明确规定了应该规划和发展的可再生能源主要有哪些，可以说对边界进行了划定。
在第14条中进行了细化，明确指出了电网企业全额消纳可再生电量的计划应当由能源部门与财政部门协同制定，也指出应当由能源主管部门对于这一项工作进行监督。对于电网企业的技术准备也做了一些面上的要求。
修订进一步细化了“可再生能源发展专项资金”的内涵，指出了资金的来源、用途、以及管理办法。
除此之外，并没有其他方面的巨大挑战。
法律的修订与执行
恰恰是在可再生能源法出台之后，中央下放审批权，极大了释放了各地的建设热情;各地的地区间引资竞争与投资的巨大冲动，形成了风电的巨大装机。这在客观上促进了风电制造业的进步。与此同时，优先并网与优先调度，跟我国的平均调度的模式也格格不入，缺乏政策具体设计，出现了比较严重的弃风。
政策的具体设计，与政策的目标与选择同样重要。选择了固定电价补贴体系，却在实际执行中异化为固定补贴;固定补贴不能及时足额发放，也在相当程度上失去了政策补贴降低风险的功能，这是造成我国可再生能源资本成本偏高的重要原因。
法律缺乏切实执行，这与政府管理职能的特点高度相关。我们应该关注的重点往往不在于严格、确切，既不亏欠也不过度的落实法律，而是根据自由量裁，去随时以各种规划、通知以及滚动要求的方式，指挥或者操控市场。将国家能源主管机构通过机构改革，全面转型为一个监管、而不是审批指挥机构，是政府转变职能、机构改革的应有之义。
与此同时，大幅度修改、补充、具体化《可再生能源法》的实施执行，特别是在补贴发放、总量补贴来源、优先并网的透明化等方面，无疑将是下一阶段的工作重点。
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