1、中国在推进可再生能源发电发展方面制定过的法律法规和政策，我并不十分清楚，而且国家、部委、地方都有相关的法律法规和政策出台，名目繁多，现有市场环境来看相关法律法规和政策并不是影响可再生能源发电发展的关键因素
2、政府制定相关法律法规、政策的初衷，无非是尽可能的促进和激励可再生能源发电市场的发展、规范相关市场的正常运作。所以这些法律法规、政策的前景，很大程度上是受到了可再生能源发电技术不成熟、资源分布不均等因素的制约。
3、可再生能源发电，尤其是风电、光伏发电目前的瓶颈，一方面有市场规范、政策等的不完善造成的制约，另一方面与技术发展的瓶颈、资源分布不均有关。现在的状况是，政策逐步趋于完善，但是技术发展、资源利用却严重滞后。举例来看，水电资源主要分布在南方，尤其是西南地区，小水电等的发展不容乐观，远距离输电也成为难题；风电资源主要分布在沿海和西北地区，资源分布不均，输电建设跟不上，同时技术不成熟导致大量的风机脱网问题，电能无法上网输出；光伏发电，不适用于大规模的发电，只限于小范围的利用，短时间内难以形成规模。风、光发电本身具有间歇性，发电不稳定，同样影响了电网的安全稳定。
因此，我认为现阶段法律法规、政策随着相关经验的积累可以逐步完善，但是可再生能源发电的技术亟需突破，这就需要技术人员努力解决尚存的问题，储能技术的发展对解决上述问题至关重要，应当引起足够重视。
随着雾霾的影响，可再生能源借着这一轮舆论优势东风从产学研各方面都得到了国家的支持，就我所知道的核电行业来说，目前国家的长远规划是压水堆，四代堆，最后聚变堆。
从国家目前对待核能的态度来看是谨慎乐观的，在保证安全的前提下积极推动核能的建设，据我所知明年中广核集团新增运行机组就有8台(在运11左右)，具体数字我不十分确定，但是从增幅来看是非常可观的；中核集团增幅接近。同时国核与中电投的联姻也反映出国家对核电这种新能源所持的支持态度。目前规定新上机组必须是三代核电技术，而我们知道三代与二代乃至二代加最显著的区别在于他的安全性能有几个量级的提高，具体堆熔，泄漏指标可以百度。
再说四代堆，四代堆一般认为有七种堆型，钠冷快堆，铅冷快堆，钍堆blabla。国家机构在四代堆的研发中投入经费巨大，介入单位有中核401,科学院一众院所，甚至最近听说九院也有意介入。科研院所的运行机制在于项目经费支持，建堆都不是小钱，动辄几亿，没有政策的导向，经费何来。况且从gif组织国内的参与程度来看，中国甚至有点玩转所有堆型的意思。
说说聚变堆，中国加入ITER组织意图很明显。想搞聚变，占领未来能源制高点，参与ITER近十年，积累了一批聚变人才，目前有三个托卡马克，科学院等离子所，中核585，华科。目前ITER工程设计接近尾声，马上进入工程施工。中国加入ITER后每年投入10亿左右经费，具体数字我也记不清了，量级差不多吧。投这些钱干嘛，就是为了参与进来，人才走出去再走回来。目前有一批骨干也掌握了聚变的前沿技术，所以中国想建设自己的聚变工程实验堆CFETR。这绝不是小钱。
中国可再生能源产业的根本应该是2006年开始实施的《中华人民共和国可再生能源法》，该法实施对中国可再生能源发展起到了很大的促进作用。
进入2014年，中国政府仍将风电发展作为能源革命、能源结构调整和国家能源安全的重要一环，加以大力支持。2014年中国对陆上风电电价进行了调整，海上风电电价顺利出台，陆上和海上风电的核准工作也有序进行。虽然2013年弃风限电有所缓解，但国家主管部门仍在2014年出台多项举措力图进一步减少弃风限电，同时开始实施风电整机及关键零部件型式认证，建立全国风电设备质量信息监测评价体系。
2014年国家发改委对风电上网电价进行了下调，将I类、II类和III类资源区风电标杆上网电价每千瓦时降低2分，IV类风区维持不变。I类至IV类资源区电价下调后分别为0.49元、0.52元、0.56元和0.61元。
同样在2014年，国家发改委公布了海上风电价格政策， 2017年以前投运的潮间带风电项目含税上网电价为每千瓦时0.75元，近海风电项目含税上网电价为每千瓦时0.85元。2017年及以后投运的海上风电项目，将根据海上风电技术进步和项目建设成本变化，结合特许权招投标情况另行研究制定上网电价政策。
2014年，中国光伏行业显然已在回暖，各路资本纷纷瞄准光伏行业，上马光伏电站，挖掘商机。造成投资热这一局面的，除了光伏电站成本降低是很大因素外，政策的扶持更是举足轻重。近几年是中国光伏政策密集制定出台的时期，在2014年显得更为突出。
今年国家陆续出台了一系列推进光伏应用、促进光伏产业发展的政策措施，各省市也积极响应，纷纷为光伏产业保驾护航。
说点障碍吧，障碍也挺大的。主要不是技术，而是体制机制障碍，本质上是利益协调没有理顺。大家所说的成本、技术、并网、资源分布等等，表面看起来是技术性问题，但不是本质。这个也不是我一个人的观点，国网也是认同的，O(∩_∩)O~
针对大家最不了解，但有非常人云亦云的一个问题，就是并网问题，这里推荐一篇小文，其作者是本人参与翻译的一本书的作者，当时刊登在《风能》杂志上了。看看美国人是怎么说的吧。
长期以来，电力行业的很多人都认为，风电和太阳能光伏发电这两种波动性较大的可再生能源电力在整个发电系统中只能占据很小的一部分比例，否则将危及整个电网的安全。
然而，众所周知，德国和其他一些国家通过五项技术，已经成功地使电网接纳了相当大比例的可再生能源电力。这五项技术分别是：发挥区域或全国互联电网在接纳不同电源上的杠杆作用；提高可再生能源发电预测预报技术；整合可调度的可再生能源；增加分布式储能设施；利用电力需求侧响应。
2012年，德国可再生能源供应了全国电力总需求的23%。在丹麦，可再生能源电量占比更是达到了41%之多，仅风电便供应了2013年全部电量的33%，其中，12月份的风电占比高达54.8%。德国、丹麦供电系统的可靠性在欧洲国家中是最高的，比美国电力系统的可靠性更是高出约10倍。德国和丹麦都与两个以上的邻国交换电力，以此来平衡风电场和光伏电站出力的波动性。例如，丹麦在国内电量有盈余的时候将风电向境外输送，当国内电量不足时又从挪威电网输入水电。
位于欧洲电网边缘的西班牙在2013年上半年生产的可再生能源电量占比达到了49%，而仅与西班牙电网实现互联的葡萄牙有70%的电量来自可再生能源（不包含分别占西班牙和葡萄牙29%和30%的水电电力）。整个2013年，西班牙所发电量有32%来自可再生能源（不包含30%的水电），葡萄牙这一数值为47%（不包含44%的水电）。同样，仅与英格兰和威尔士电网互联的苏格兰是一个电力净输出地，有40%的电量来自可再生能源（不包含36%的水电）。
短时段内，上述可再生能源占比排名前4位的国家在可再生能源发电比例上曾分别达到70%、136%、61%和100%，类似地，美国科罗拉多州的艾克赛尔能源公司2013年风电占比在短时段内超过了60%。
现代的光伏发电和风力发电是已知发电技术中最可靠的技术类型，但是他们的出力会随时间和气候的变化出现较动。幸运的是，发电机与电力负荷并非一一对应，所有的发电机共同服务于整个电网，电网将这些发电机联接到一起，为所有的电力负荷供电。这样，德国电力巨头莱茵集团与西门子合作，通过波动性可再生能源构成的多种能源结构，“合成”了稳定的出力。
这些稳定、可靠的电源来自对多种波动性电源的精心设计与安排，因此，对波动性电源出力必须预测准确。尽管还有进步的空间，但现在的预测技术已经相当先进，对光伏和风电的预测往往比对电力需求的预测还准确。例如，在多风暴天气的冬季个别月份，法国电网运营商所记录的全国实际风电发电情况与其前一天预测的数值非常接近。
现代的电网运营商也融合了更广泛的电源。他们先从地理位置和类型上多样化的风电和光伏发电入手，然后增加其他能调度的可再生能源，这些能源在任何需要的时候都可以启动并且运行状态良好，譬如大型、小型水电，几种新兴的海洋能，太阳能光热电站，地热能，以及生物质能，沼气发电等。
另一个重要的灵活电源是分布式储电或储热（例如冰蓄冷空调、电动汽车智能充电、光伏系统备用电池设备)。有了智能电网，汽车充电可以是双向的，在特需情况下可以由汽车反向供电。特斯拉和其他一些电动汽车商，以及太阳能开发商都在尝试开发这样的功能。作为目前全球最大的电池生产商，特斯拉也正在利用其全球一流的电池和汽车逆变器，为建筑物和工厂提供有效、可靠和经济的分布式储能系统。而Sunverge、SolarCity、Solar Grid Storage、Stem以及一些新兴企业正在着手或者已经开始提供分布式储能设备，作为太阳能光伏发电的一种补充。
运营商也可结合电力需求侧响应，控制和影响电力用户的个体用电行为。也许你的电热水器会偶尔停止工作一刻钟，但你却永远不会注意到这类“负荷管理”策略。利用智能控制技术，许多建筑设备和工业生产过程可以悄无声息地使电力需求与电网的灵活性相协调。现代通信技术，分布式智能控制，透明化定价（特别是能反应实时生产和配送成本时）结合节能技术，使得电力需求侧响应成为比预想中更强大、更普适的一种方式。
需求侧响应的新形式正不断地涌现。例如，我的电动汽车充电器根据电网的频率每秒都在0到7千瓦功率范围内对充电率进行调整。这种“快速调节机制”足够使我（如果电网确实如联邦能源管理委员会所承诺的那样补偿我）每晚充电时都能获得少量的收益。聚享游
所有这些手段为我们提供了多样的选择。但是如果这都不够呢？接下来代价更高的选择可能是大容量储能设施（地下洞穴的压缩空气、抽水蓄能电站、氢、传统电池或液流电池）。但上文提到的五个欧洲国家并不需要新的储能设备或备用容量。确实，新的证据似乎印证了我一贯的假设，即高比例或者100%的可再生能源电力系统比目前大型火电厂和核电站所需的储能或备用容量要少。例如，许多电力公司分析发现，大型风电场只需要大约5%或者更少的“调峰备用”，而大型火电厂需要的备用高出3倍。
随着越来越多国家开发利用更多的可再生能源，这项策略将得到更多检验。目前为止，实践证明之前的分析都是正确的。2011年，美国国家可再生能源实验室的一项提出了到2050年如何在仅增加1.36亿千瓦大容量储能设施的情况下（占可再生能源总装机容量的10％左右）使可再生能源电力在美国电网中占比达到80%-90％。在《重塑能源》一书中，美国洛基山研究所所描述的80%可再生能源变革情景增加的大容量储能很少，只有6700万千瓦（6.3%），这主要是因为其可再生能源有一半是分布式的。
目前，需求侧资源能够占到美国电力销售市场的五分之三。在市场交易中，越是有更多的方式去参与竞争，就越容易弄清楚以客户为中心的分布式供应体系以及需求侧资源能够在多大程度上提供灵活可靠的低成本电力服务。已经显而易见的是，关于可再生电力供应比例的断言是站不住脚的。
目前世界非水电可再生能源发电只有6%。要使全球的可再生能源应用水平达到前述欧洲五国或美国的两个州的平均水平，仍任重而道远。但是，每年全球范围内可再生能源领域私人投资都达到了2500亿美元，新增装机容量也超过了8000万千瓦，前景都很乐观。2013年全球清洁能源名义投资额下跌了11%， 但是在2012年，尽管名义投资额也下降了10%左右，由于成本下降速度更快，所以装机容量还是增加了6%。
自2008年开始，全球每年新增发电装机有一半来自可再生能源，太阳能电池组件增长的速度比手机增长还要快。彭博新能源财经预测，在今后的一两年内，太阳能发电可以在全球四分之三的市场与电网零售电力相竞争。可再生能源电力革命的第一步——规模化生产已经起步，接下来最有趣的就是确保所有进行中的各项工作紧密配合。（本文作者为美国洛基山研究所联合创始人、聚享游首席科学家，全球知名的能源问题专家，《重塑能源》一书的主要作者。）
为实现3060双碳目标，清洁能源取代化石能源成为能源转型的核心，为此有人提出要构建以风电和光伏为主的新型电力系统取代煤电。
风电、光伏和生物质发电被誉为非水可再生能源发电的三驾马车，三者虽然发展前景虽然广阔，但是要想以其为供电主力实属定位错误、误入歧途。
风能和太阳能虽然取之不尽用之不竭，但是风电和光伏发电的不稳定性很难通过技术突破瓶颈，因为什么时候刮风，什么时候出太阳不是人为所决定的。
由于风能和太阳能取之不尽用之不竭、且无任何燃料成本，理论上只要有足够的空间，风电和光伏的装机规模可无限扩大，取代煤电不成问题。
不过风电和光伏发电效率低下，且无法实现大规模并网消纳，如果只谈装机规模而不谈实际消纳，风电和光伏取代煤电就没什么意义。
根据数年来遭遇的电荒经历证明，风电和光伏发电难堪大任，遇到极端天气基本停摆，解决电力供应紧张还得依靠以煤电为主的火力发电。
为解决风电和光伏大规模并网，建设储能和调峰电站成为必须。有人认为风电、光伏+储能+调峰，将是未来新型电力系统的基础。
其不说储能电站投资成本之高，单以目前的储能技术很难帮助风电和光伏大规模并网，将电网运行建立在风光+储能之上是非常危险的。
无论从稳定性和经济性来看，调峰电站主要以煤电为主。但是如果建设大量的煤电来支撑风电和光伏消纳，有悖去煤减碳的初心，也造成资源浪费。
储能和调峰电站的功效依然存疑，与其将大力的资金投建储能和调峰电站，不如省下这笔钱对现有的燃煤电厂进行提效节能和超低排放改造。
可以说将风电和光伏定位供电主力是错误的，但是另一驾马车生物质发电，其发电和供热的稳定性、持续性和安全性完全可媲美煤电。
由于生物质发电装机规模不大，很难被资本所重视，甚至遭遇到了政策性歧视。许多新能源政策出台，都是把风电和光伏作为重点，生物质发电被忽视。
遍览多个新能源政策，无论是建设方案还是财政支持，风电和光伏都被有限提到，而生物质发电不过是一笔带过，甚至是基本不提。
生物质发电无论是从其供能稳定性、环境友好性还是惠农扶贫性上看，风电和光伏都是无法比拟的，政策都应该大力支持，而不是刻意弱化。
风电和光伏为电力核心，势必难以保障电网安全运行，导致电荒成常态化。强化以煤电为核心，风电、光伏和生物质发电辅助，则是最为稳妥的。
风电和光伏已经沦为资本的工具，其产业的发展存在巨大的泡沫。生物质发电虽然规模不大，但是发电和供热质量则是最高的。
我们将风电和光伏视为未来的主力电源是误区，其装机规模发展的越大，对电力安全的破坏性会越强，其供能的弊端和局限会在未来越来越凸出。
至少在未来十年，煤电的重要性无可替代。我们不应当建立以风电和光伏+为核心的新型电力系统，而是夯实以煤电+新能源的电力安全基础。