但是，在不考虑化石能源环境成本的情况下，从未来一段时期来看，风电、光伏发电仍将面临相对成本较高的问题，如何通过良性的机制设计，使我国以最小的系统成本完成能源转型，是摆在我国决策者和整个能源产业发展面前的核心问题之一。
新能源扶持政策该调整了！
从目前全世界的实践来看，风电、光伏发电等新能源产业仍是政策驱动。近年来，我国风电和太阳能发电在产业政策的扶持下快速发展，取得了举世瞩目的成就，但目前也面临弃风弃光加剧和补贴资金不足的问题。关于这一现象的原因分析很多，但个人认为，从根源上来说，这是当前的扶持政策体系与产业发展实际需求不匹配矛盾的突出体现。
自2006年起，我国逐步对各类新能源实施标杆电价政策，其特点是政策相对稳定，财务模型也比较简单，企业根据可研报告和标杆电价很容易测算收益，在产业发展初期极大地降低了企业经营风险，促进了产业快速发展。但是在发展到一定规模之后，其弊端也逐步显现，
首先是电价附加不可能无限制上涨
德国居民电价中的附加已经超过6欧分，负担比较重。而且价格政策比较僵化不利于充分发挥市场竞争的降成本作用。我们2009年制定的风电标杆电价当时在全世界是比较低的，但是目前一些国家陆上风电每千瓦时招标价格已经降至4-5美分，海上风电的招标价格已经降至6-7欧分，都比我国现行的价格低。
其次也是最关键的，标杆电价政策主要是对发电侧进行激励，其他环节特别是消费侧的责任不清晰，大家建的积极性有了，用的积极性不足，容易“重建轻用”造成限电。
实际上，目前面临的绝大多数问题都是新能源的利用率不高造成的。近年来，随着技术进步，我国风电、光伏发电的实际发电成本已经大幅下降，具备了大幅降低补贴强度的基础，但是限电已经成为补贴降低的主要障碍。
例如2016年全年我国风电限发约500亿千瓦时，估算全行业经济损失250亿元，如果这些电都能发出来，在确保全行业收益不减少的前提下，全国风电平均度电补贴可以从目前的每千瓦时0.2元大幅降低至0.1元。实际上大量的财政补贴资金都通过限电或者与自备电厂直接交易的方式流入了本该淘汰的燃煤电站或者高耗能产业。
因此，进一步加强对消费侧的激励和引导，确保新能源电力的充分利用，大幅减少新能源并网运行不必要的系统成本，才应是未来政策设计的重点所在。
此外，随着简政放权的深入推进，原有政府职能也在逐步转变，之前有关部门主要通过价格审批和项目审批管理，逐步过渡到规划管理，也就是定年度规模，价格也逐步调低，但是运行一段时间之后，又出现了矛盾。
比如年度规模，到底每年的规模多少是合理的？每个省的合理规模又是多少？
有人说按照规划来，但是规划不能等同于计划，规划只是个指导性的文件。价格问题也是一样的，我们虽然建立了价格退坡机制，但是降多少合适？降多了产业受不了，降少了产业容易过热，人为测算的价格无法精确的反映市场供需的变化。
从市场化改革来看，随着燃煤标杆电价政策的取消，双边交易电量的电价是实时变动的，原有的两部制标杆电价补贴模式相当于失去了补贴基数，难以为继。这几类矛盾现在日益尖锐，只能通过市场化的手段加以解决。
综上，可以看出，经过十多年的快速发展，整个新能源产业的扶持政策体系必须进行重大调整。在政策调整过程中，一定要坚持充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，要最大限度减少行政管制，政府不该管和管不了的，要交给市场来调节。
根据李克强总理在2016年政府工作报告中提出的“完善风能、太阳能、生物质能等发展扶持政策，提高清洁能源比重”的要求，通过深入研究比较各类支持可再生能源产业发展的政策，可以考虑借鉴国际先进经验，结合电力市场化改革和简政放权，深入研究和适时启动可再生能源电力配额考核制度，同时配套实施绿色电力证书交易制度。
配额制是能源转型的重要抓手
可再生能源电力配额考核制度及配套的绿色电力证书交易机制是国际上普遍采用的可再生能源产业扶持政策，目前英国、澳大利亚、瑞典、挪威、意大利、日本、韩国和印度等20多个国家以及美国29个州和华盛顿特区等均实施了配额制考核。如美国加利福尼亚州最近提出到2020年可再生能源在全部电力消费中的比例要达到50%，英国提出到2020年可再生能源电量占比达到30%。
国外可再生能源配额制政策体系主要以电力市场为基础，对参与市场竞争的电力供应商提出约束性的可再生能源电力配额要求，并通过绿色电力证书交易制度实现配额指标的流转，可再生能源电力除了通过电力销售获得电价收入，还可以通过绿色证书交易获得额外收入。承担购买配额的主体，有的是售电企业（如美国大部分州、英国），有的是发电企业（如韩国、印度）。
从实施效果来看，配额制对可再生能源发展起到了重大推动作用，已证明是一种行之有效的促进可再生能源可持续发展且符合市场化原则的长效机制。
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