最近我参加了一次和美国的电话会议，其中提到了美国sunedison正在推出工具，因为我不是搞金融的，这方面知识很欠缺，似懂非懂，所以会后我就请教了很多的同志，受益良多。
yieldco工具是指将该公司建设并持有的光伏发电站项目的购电协议及其他长期收入流绑定在一个投资产品，其将确保投资者约二十年间定期支付利息。由于光伏发电站目前的低风险投资条件，yieldco的内部收益率将为每年6%或更高。
简单来说，我们搞光伏发电站，有基建、，也有发出来的电和电网公司的购电合同，包括电价和期限，对于投资者来讲，基建、补贴有不确定性，但是购电合同确定的购电年限和价格，这个现金流是比较确定的，投资者可以看得很清楚。
所以yieldco金融工具就把不大可确定性的基建和补贴，和后面能够比较确定的现金流分开，把比较能够确定的现金流绑到这个金融工具上进行融资或者上市，保证投资者在未来的若干年当中有固定的回报。这种金融工具对于像社保基金等金融机构而言，有一定的吸引力。
五月下旬我到新疆参观了哈密和吐鲁番的可再生能源项目。哈密地区自然条件恶劣，年降雨量33毫米，而蒸发量高达3300毫米。这样恶劣的自然条件对农业生产不利，却是发展风电、太阳能的好地方。哈密地区的风电和太阳能已经有相当的规模。现在已经建成了哈密到郑州的正负800千伏特高压直流输电线路，已经具备了与火电打捆向华中电网送电的能力。但是现在火电厂的建设比输电工程进度有所滞后，在建火电厂还未完全竣工。
为配合疆电外送，在哈密地区规划建设660万千瓦火电、600万千瓦风电，120万千瓦太阳能发电，都正在建设之中。目前哈密已并网风电270万千瓦，在建800万千瓦。并网光伏发电64万千瓦，在建125千瓦。哈密地区很快就将形成一千万千瓦以上的可再生能源发电能力。据当地同志介绍，在哈密的三塘湖地区有一个华能投资的风力发电厂，年发电小时数竟然能达到4400多小时，几乎快接近火力发电的发电小时数。哈密地区风电年平均发电2900小时。
吐鲁番正在建设吐鲁番新区，规划有8.7平方公里，屋顶全部装上太阳能板，规划装1.37万千瓦，已并网0.8万千瓦。由龙源公司承建并按微网运行，上网电价1.09元/千瓦时，居民用电价按低于当地电价2分钱计价，即每度电0.56元。多余电上网，不足由大网支持。区内装充电桩，为城市公交电动车充电。小区内采用热泵技术为居民楼夏天供冷，冬天供热。哈密地区有一个光伏发电工业园，已经并网光伏发电能力六十万千瓦，共有21个投资运营业主。
这些投资业主既有央企，也有地方国有，也有民营企业，也有外资企业。例如在这里有一个香港弗光公司的光伏聚光发电项目。在这个光伏发电工业园区中既有单晶光伏电池，也有多晶光伏电池，也有聚光光伏电池，可以说集各种技术流派之大成。
上网电价过去是每度电1元，现在降为0.90元。其中有一个华电公司通过招标的2万千瓦，电价才0.785元，但也能赢利。哈密的同志告诉我，他们发展光伏发电的积极性非常高，投资者非常踊跃，现在遇到的最大问题是国家批给的光伏发电控制指标太少，目前只剩下两万千瓦可以分配，他们打算留给汉能的薄膜光伏发电。
这21个投资和运营业主每一个平均也就两万多千瓦，他们都很想扩大自己的建设规模，但是受到国家批给的规模数的限制。我问他们这里风光资源这么丰富，国家为什么要分省下控制指标？回答是因为光伏发电、风力发电仍然需要国家的电价补贴，受补贴资金的限制，所以有规模限制。
我立即询问了一下国家发改委的价格部门，原来我们每度电征收8厘钱的可再生能源基金，去年由于这个数字不够用了，又加了7厘，现在是每度电收取一分五厘钱的可再生能源基金，理论上去年可以收540亿元左右的可再生能源基金。
实际收取数可能要比这个理论数少一点。基金由财政部收取和管理。这笔可再生能源基金的大部分用来补贴风电、太阳能发电的电价，即高于当地燃煤火电标杆电价的部分由可再生能源基金来补贴。以哈密地区为例，燃煤火电上网电价才0.25元，风电上网电价每度0.58元，每度风电要补贴0.33元。太阳能发电一度0.90元，每度要补0.65元。
如果按这个机制，每年收取的可再生能源基金总数除了有点增量外，大体是差不多的。所能补贴的可再生能源发电量就也是恒定的，这样的机制下可再生能源怎么能大发展？所以要想可再生能源得到大的发展，一定要在机制上进行创新。创新的方向应该是逐渐减少补贴，甚至于最终做到不要补贴，与燃煤发电有一定的竞争可比性。
作为投资运营商来讲可能不希望减少甚至于取消补贴，希望政府能多多的给补贴。但是你辩证的看这个问题，如果继续要政府给大量补贴，可再生能源的规模不可能做大，如果能够减少补贴，规模就可以做大。必须权衡短期利益和长期利益的关系。
这里我举一个例子。一个是上海浦东开发，当时上海一句话，宁要浦西一张床，不要浦东一座房，因为当时浦东交通很不便，当时还是江泽民同志当书记的时候，就建了南浦大桥和杨浦大桥，按照常规思路，交通部门建好以后就要收费，就像我们现在到机场高速公路一样要收费，收费以后再去还贷，这是传统思维，但是如果继续收费的话，仍然没有多少人愿意到浦东，也不方便。
所以市政府就有激烈的争论，一种意见就说应该收，收来的钱才能还贷，另一种意见是不能收，应该鼓励大家无偿使用基础设施，鼓励大家到浦东去，那么这个桥谁来还，用浦东以后发展的综合效益来还。最后市政府做出正确决策，这两座桥不收费。事实证明浦东后来较快发展起来了，它的收益完全可以还这两座桥的钱，这就是短期利益和长期利益的比较。
从降低风电、太阳能成本角度分析，补贴补在哪个环节也可以研究。例如为了减少财务成本，能不能给风电、太阳能的贷款定向降准，或者给予贴息贷款，延长贷款期限，延长折旧年限，这些措施也能降低发电成本，而不是单纯给电价补贴。这就是所谓软成本和硬成本的关系。在电价上要逐步做到与其他能源发电有竞争力。
影响可再生能源发展还有一个因素就是电网公司认为风电、太阳能不可调控，甚至把他们叫做垃圾电。除了认识上的问题外，从技术层面一定要配置一定容量的电池储能电站进行调节。
这在美国已经非常重视，并为电站投资运营商普遍接受。例如加州和夏威夷都十分重视新能源的发展，要把可再生能源发电比例提高到35%以上，他们对新建燃气电厂也实行公开招标选定投资运营商，但必须绑定一定容量的储能电站。有一篇文章，叫“储能：真正影响未来能源大格局的前沿技术”。在解决可再生能源并网难的问题中，储能产业在市场中获得了发展的重要契机。
无论是项目数量还是装机规模，美国与日本是最主要的储能示范应用国家，分别占40%和39%的全球装机容量份额。
日本在钠硫电池、液流电池和改性铅酸电池储能技术方面处于国际领先水平。经过2011年福岛核电站事故后，日本将推动户用储能作为产业扶持的重点。
我国国网公司在张家口搞了风光储示范工程，用的是锂电池。辽宁铁岭的卧牛屯风电站装了5兆瓦的全钒液流电池。
2013年，德国在推动储能产业方面的动作较大，2013年和2014年2年共计划投资5000万欧元，对新购买储能系统的用户直接进行补贴。德国在未来5年的储能装机容量有望达到2gåw•h。
而我们国家目前对储能电站的建设还没有系统的政策，只鼓励发展风电、太阳能电站，对同时配套建设储能电站重视还不够。
(本文作者介绍：国家发改委原副主任、国家能源局原局长、国家能源委员会专家咨询委员会主任)