可再生能源经过一轮大发展之后，再度迎来政策良机。
党的十八大报告提出，推动能源生产和消费革命，控制能源消费总量，加强节能降耗，支持节能低碳产业和新能源、可再生能源发展，确保国家能源安全。为构建安全、稳定、经济、清洁的现代能源产业体系，国家能源“十二五”规划、可再生能源“十二五”规划均对可再生能源发展做出部署。按照规划，到2015年，可再生能源年利用量达到4.78亿吨标准煤。其中，水电装机2.6亿千瓦，累计并网运行风电1亿千瓦，太阳能发电2100万千瓦。
鉴于国内水电技术和产业发展相对成熟，未来国家支持政策将向风电、太阳能倾斜，以提升技术可靠性、系统稳定性和经济竞争力。而在过去6年时间，风电装机从200万千瓦发展到5000万千瓦以上，位居世界首位。截至10月底，我国风电装机已达5589万千瓦，同比增长33.9%。但是，我们要的不是装机，而是发电量。
目前，制约风电等新能源发展的核心问题是并网消纳难题。这一顽疾正在影响风电产业平稳健康发展，影响风电企业投资积极性，以及话语权。数据显示，2011年，全国风电弃风限电总量超过100亿千瓦时。而今年1月至10月，风电完成投资415亿元，同比下降24.61%。
综合分析，在并网消纳难的背后，集中了风电与电网规划建设不协调、风电项目与配套电网项目管理脱节、电网系统调峰能力不足、风电功率预测系统和监控系统不完善、就地消纳能力不足等问题。
从制度层面看，亟待封堵的漏洞众多。突出体现在风电等新能源与火电的利益补偿机制缺失，地区之间经济利益分割，缺少完整的激励政策体系，电力管理制度不符合新能源发展需要，风电项目与电网审批制度不完善，可再生能源配额制缺位。
具体而言，风电和太阳能随机性、波动性、间歇性的特点，决定他们难以作为单一的发电系统提供连续稳定的电能输出，需要配套建设大量备用容量和调峰电源。并且，随机出现的间歇性电力对电网稳定性、安全性有较大的冲击。
目前，风电面临的制度困境具有代表性。在风电发展前期，电网系统的调峰容量可以满足风电发展。但随着规模扩大，调峰能力不足问题显现出来。
况且在我国以煤为主的能源结构中，抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源比重不足2%。尤其是在冬季，由于供热机组比重大，火电基本没有能力为风电调峰。而冬季恰恰是风资源较好的时期，“弃风”也同时出现。
为减少弃风量，在调峰能力不足的前提下，电网只得压减火电负荷。问题是，火电的利益损失如何补偿？显然，提高常规电源参与调峰的积极性需要建立利益补偿机制。目前，这一机制仍在探索中。
这种利益冲突的存在根本上是电力体制问题。在以发电计划电量为基础的电力运行模式下，火电机组因风电发电数量增加带来的利益损失，无法通过合理的体制安排得以疏导。
我国风电资源集中在“三北”地区，远离负荷中心。风电需要在更大范围内配置，这就需要科学合理的论证远距离和高电压输送的经济性、安全性和稳定性。除此之外，还需要协调跨省区电力外送产生的利益协调问题。很显然，当电力市场宽松时，电力受端方均希望优先配置本地电源，保证当地电厂发电和消纳。因行政分割的存在，可再生能源注定难以独善其身。
在风电集中式大规模开发进程中，一些地方不顾电源项目与电网的协调问题，风电项目短期内云集。这样的问题说到底，也是一种制度缺位。按照规定，5万千瓦以上风电项目由国家核准，5万千瓦以下由省级政府核准。因电网和电源项目之间的不协调，风电厂商只得坐看大风起兮，风电机组不得不停机待命。
基于此，我们应该考虑调整风电发展思路。在“十二五”及以后一段时期，走集中开发与分散式、分布式开发利用相结合的道路。鼓励用户投资风电光电，在屋顶建分布式接入系统。电力调度机构优先调度、系统整体平衡调节，富余电量上网、不足部分由电网补充。当然，分布式上网的实现仍然基于制度的完善和体制改革。
除上述问题之外，风、光行业翘首企盼可再生能源配额制的出台实施。借鉴国外经验，国家强制要求发电企业承担可再生能源发电义务，强制要求电网公司承担购电义务，强制要求电力消费者使用可再生能源发电义务。
但不可忽略的是，配额制有利于清洁能源发展，但说到底是行政调控。因而，在制度设计过程中需要考虑市场竞争。诸如，允许配额指标交易流转，在不同配额主体间配置资源。
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