近年来，我国可再生能源技术发展迅速，然而，可再生能源在未来发展空间、能源系统融入、政策机制保障等方面却面临着严峻的挑战，特别是电价补贴缺口、较高比例限电、规划建设配套等问题凸显，亟须对可再生能源政策和创新机制支持。

2016年，一些剑指可再生能源突出问题、推进可再生能源电力发展的新机制颁布，部分机制和政策的实施已初见成效。这体现在总量目标引导，加强电力系统运行管理以及扩大可再生能源补贴资金来源等政策创新上面。而这些也是未来可再生能源能否持续、健康发展的关键性制度安排。

首先建立可再生能源开发利用目标引导制度。目标引导制度的核心是，对依据各地区可再生能源资源状况和能源消费水平，制定各省(区、市)能源消费总量中的可再生能源比重目标和全社会用电量中的非水电可再生能源电量比重指标，落实主体是地方政府部门，责任和被考核主体是各级电网企业、售电企业以及发电企业。对于发电企业，提出到2020年，各发电企业非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的9%以上，建立可再生能源绿色证书交易制度，发电企业可以通过证书交易完成非水可再生能源占比目标的要求。

目标引导制度的实施，尚需在以下几方面进行配套细化：对目标任务细化责任主体以及分解年度指标;增强管理办法的约束力，对未完成的发电企业和地区要细化相应措施，增加企业和地方对完成目标的压力和动力;深入研究完善绿色证书制度设计，绿色证书交易机制中涉及的交易方式、交易价格及组织管理等问题都需要系统考虑，同时还需考虑绿证市场和碳市场的兼容协调问题;需要处理好开发利用目标政策与现行价格、补贴等其他相关政策的冲突和衔接问题，实施绿色电力证书交易后，现行的电价政策和补贴模式需要做出重大调整，还需充分考虑新机制与现行价格、补贴、碳交易、财税、全额保障等机制和政策的衔接。

其次探索非水可再生能源发电配额考核制度和绿色证书交易机制。

目前该政策尚处于征求意见阶段，核心思路是燃煤火电机组将承担可再生能源发电量配额责任，具体指标是到2020年非水可再生能源发电量与其煤电发电量的比重不低于15%。

发电配额和绿色证书是变革性的政策机制，如得以建立和实施，将会有效降低可再生能源电价补贴需求，加快可再生能源发电差额或定额补贴降低速度，提前实现可再生能源与煤电平价，进入到可再生能源收益来源为市场化电价和市场化收益(即绿色证书收入)二者相结合模式，实现补贴完全退出。此外，通过市场化的交易，让可再生能源利用边际成本低的优势实现优先上网，实现可再生能源发电完全参与电力市场。

三是落实可再生能源发电全额保障性收购制度。

全额保障性收购管理制度主要目的是缓解当前日益严重的可再生能源限电问题，其次将可再生能源发电划分为保障性收购电量和市场交易电量。对前者，电网企业需要按照国家制定的电价水平无条件收购，对后者，鼓励可再生能源发电企业以多种方式探索电力市场化交易。

此外，变革可再生能源电力定价机制。

随着电力市场改革逐步推进，未来实现市场化电力定价机制，建立公平、公开、灵活的电力市场调度机制，以可再生能源标杆电价和燃煤标杆电价为基础的差额补贴形式将会逐步转变为可再生能源市场定价为基础的补贴形式。这里需要着重考虑几个问题，一是补贴资金总量的控制，即保证充足合理的补贴资金需求，二是提高补贴资金使用效率，合理分配、对不同发展阶段可再生能源技术实行不同电价政策，三是补贴方式的创新，加强市场引导，多种政策相协调。

具体建议是：配合电力体制改革进程，实施可再生能源标杆电价与煤电电价脱钩，以减轻燃煤标杆电价波动对可再生能源补贴资金造成的影响，即将现行的“煤电标杆电价+差额补贴”政策调整为“煤电标杆电价/市场电价+溢价定额补贴”政策，可以预期补贴资金需求总量，定额补贴对优化可再生能源发展布局、抑制局部地区可再生能源投资过热也可起到一定作用;对处于不同发展阶段的可再生能源技术，采用差别化电价政策。

对技术成熟、规模化发展的可再生能源，先期实施定额补贴，并缩短电价或补贴水平调整周期，对前沿、处于示范推广阶段的可再生能源发电，继续实施标杆电价机制，提供相对稳定的投资环境，推动其商业化发展进程;逐步推进招标电价政策的实施，2016年我国对于除光伏扶贫外的集中式光伏电站采取招标定价机制，招标电价水平显著下降，大型光伏电站开发变得有序，综合实力强的开发企业总体在招标中胜出，从电价方面看，未来政府定价模式将全面转为市场定价机制，对技术成熟、处于规模化发展阶段的可再生能源项目采取招标方式发现成本和电价，可以及时反映成本，降低补贴水平。(作者为国家发展改革委能源研究所研究员)