日本政府最新公布的“第5次能源基本计划”，首次将可再生能源确定为到2050年实现经济自立的脱碳化“主力电源”，但2030年可再生能源发展目标仍维持22%~24%的占比，因目标偏低而备受社会舆论诟病。当前日本可再生能源发展仍面临发电成本过高、市场环境欠优、并网接入容量受限、电力调节能力不足四大瓶颈。为此，新修订的能源基本计划决定采用降低发电成本、改善市场环境、优化电网运行、提升调节能力等四大措施破解上述难题，以期未来实现可再生能源成为主力电源的目标。
降低发电成本
全球可再生能源价格不断创新低，发电成本甚至低于传统火电的水平，但日本的可再生能源价格却偏高。例如，日本风力发电实际成本平均为13.9日元/千瓦时，高出世界平均水平8.8日元/千瓦时的60%。
降低发电成本的总体目标是与现有国际市场价格保持同等水平，以强化可再生能源的国际市场竞争力。基本思路是借鉴欧洲国家普遍采用的根据发电量价格递减的浮动价格制（Sliding-scale），以市场价格交易为基础的差额补贴制（Feed-inPremium）、可再生能源直接在电力批发市场交易等做法，改革可再生能源发电补贴机制，把可再生能源固定上网电价（FIT）转变为“市场电价+溢价补贴（FIP）”，推行市场竞争机制与政府扶持相结合的政策。
推广竞价招标制促进市场竞争。2017年11月首开招标，2兆瓦以上光伏招标最低成交价为17.20日元/千瓦时，比2017年的21日元/千瓦时低了18%，取得了一定的积极成效，但与欧洲国家招标成效相比降幅仍偏小，招标制从2018年起还计划扩大至大型生物质发电和海上风电项目。
推行领跑者制促进市场降价。以效率高、成本低的领跑者企业价格为上网标杆价格，进一步加快可再生能源发电电价退坡速度，进一步降低可再生能源发电补贴依赖。随着电力体制改革的深入，到2020年要彻底改革FIT制度，最终将取消补贴制度。
引导企业更加依靠技术创新和科学管理开发市场和促进投资。鼓励开发多用途、低成本的钙钛矿太阳能电池，推广固定式和悬浮式海上风电的低成本施工法、加强智能逆变器等能改变现行商业模式的创新技术开发；同时有效利用一般海域、四荒地以及其他有潜力的土地资源，采用最新的技术设备提高发电效率，促进可再生能源的开发投资。
改善市场环境
日本实施FIT制度6年以来，取得了一些积极的成效，也存在很多问题。特别是在可再生能源高比例大规模普及的新形势下，必须重新审视FIT制度，更多地通过市场手段来推动可再生能源经济自立。因此，如何改善市场环境，过渡到平价上网是当前日本可再生能源发展所面临的重大政策课题。
规范FIT认证和运用制度。FIT制度初创期，由于光伏收购价格优惠吸引了大批业主申请，但限于当时条件准备不足，有些业主取得FIT认证而长期未能实际发电。2017年4月，日本实施新修订的FIT法，对未能与送配电方签订并网合约的业主将取消其认证资格。与此同时，对2018年以后取得认证的项目限定投运发电期限，住宅光伏限1年、商业光伏限3年、风电、地热和生物质发电限4年，中小水电限7年；对于增发电量实行随行就市的收购价格政策，但发电设备安装场所的土地证明文件则放宽至在取得认证后提交。
探索建立新的商业模式。FIT制度完结之后，要引导业主探索建立新的商业模式。今后，随着发电成本降低，零能耗建筑推广、家用热电联产系统和电动汽车的普及，将会有更多用户选择自家消费的新模式，与此同时剩余电力如何与需求侧融通，如何构建离网式可再生能源商业模式，如何利用非化石能源的附加价值，如何利用可再生能源电转气技术等，政府将尽早制定相关配套鼓励措施。
降低投资准入门槛。欧洲海上风电发展的成功经验表明，政府放宽环境评估和并网管理将有效促进产业大发展。日本可再生能源投资过于集中太阳能领域，近5年新增装机容量90%以上集中在光伏发电。而风电和地热发电则增长缓慢。因此，日本立法改变普通海域只允许3~5年的短期占用规定，海上风电海域可长期占用达30年，同时加快环评审批手续，以优化可再生能源结构，保证可再生能源发电的持续稳定性。
优化电网运行
风电和光伏发电具有的波动性和间歇性特点，对电网的安全稳定运行造成很大影响，直接关系到可再生能源的并网消纳。当前日本可再生能源并网面临三大难题：一是“并网困难”，系统消纳空间有限是主要原因；二是“并网不公”，可再生能源不能获得优先甚至平等的调度机会；三是“并网昂贵”，可再生能源不得不承担高额的电网增扩容等配套费用。综合来看，电网灵活性不足是造成三难问题的根源。
针对“并网困难”的问题，日本将推行新的输配电管理制度，其首要目标是最大限度释放已有电网的灵活性。因此，日本主要采取优化系统运行、调整输电模式、放开部分并网约束等方法解决这一问题。
针对“并网不公”的问题，日本将加强可再生能源发电的经济调度。今后日本电力调度将扩大调度范围，涵盖各类再生能源，简化并网手续，开放系统容量市场，在满足电网安全和供电质量的前提下，优先调度可再生能源发电，以实现最低发电成本的经济调度。
针对“并网昂贵”的问题，将建立公平合理的电网成本分摊机制。可再生能源发电所固有的不确定性要求其大规模并网往往需要对输电容量进行增扩容，以加强电网的输送能力。因此，必须对现有的输电线路进行改造，一方面增加输电容量，电网增扩容实行公开招标，工程费用将由相关企业共同负担；另一方面通过改革和提质增效有效削减现有电网利用成本，防止电网成本转嫁给发电侧，并网工程费用由一次性付款改为分期支付，以减轻业主负担。
提升调节能力
风电和光伏发电等不确定性可再生能源接入电网需要确保电力系统的调节能力，以平滑发电系统输出波动性，保持电力供需平衡。但既有电力系统灵活调节表现能力较弱，因而电源调峰调频能力受限。因此，当下最重要的是提高和释放电力系统灵活性，以保障可再生能源并网及其电能质量。
精细优化运行计划，缩减调度间隔和关停机时间，以提高系统效率；一方面充分发挥火力发电和生物质发电本身所具备的可调节性，包括火电机组低功率保护机制、自动频率控制（AFC）、每日启停运行（DSS）等，确保电网运行的灵活性；另一方面，提高发电量预测和电网负荷预测精度。天气预报力争做到准确及时，尽可能实现当天预报发电量，减少预测值与实际值的误差，以减少电力调度频次和间隔。
增加储能系统参与市场调度，通过需求响应和智能电网提高负荷弹性。大规模可再生能源接入光靠火电和抽水蓄能发电调峰是不够的，必须利用蓄电池等储能技术、分布式能源的虚拟电厂技术（VPP）、电转气技术（P2G）增加电力调节能力。需求侧响应是增加电力灵活性的重要手段，利用需求响应技术（DR）可大大增强调节能力。现在日本光伏供给过剩的发电量主要用于抽水蓄能发电，今后将主要利用需求响应技术来调整电网供需平衡。大力利用这些低碳调峰组合技术还有助于推动节能减排目标的实现。
优化跨区电力调度，通过市场创新挖掘电源自身的调峰潜力。2017年4月，日本首开“负瓦特交易市场”，将消费者节约的电量作为输配电与电力零售的调节工具；2018年5月，日本又设立了“非化石能源市场”，开辟了以自家消费为主的可再生能源市场交易通道；2020年还将创建“供需调整市场”，实行跨区域的广域电力调配；今后还计划创设“容量市场”，通过供需实时调整确保足够的电力调节能力，同时积极探索基于区块链技术的P2P电力交易模式。这些新市场一旦形成后，富裕的可再生能源将会带动电力批发市场电价降低，同时反过来又会刺激电力需求，从而驱动电力需求进一步灵活化。
