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学习阶段、进而到“低成本、高份额”的新的均衡，需要政府干预解决市场失灵问题。风能、太阳能发电已经走出实验室了，研发活动（R&D）带来成本下降的因素已经小了。作为中国、印度等具有制造业能力的国家，寄希望别的国家成本下降之后技术输入是不现实的，发达国家各种要素成本高，不发达国家缺乏制造业的基本能力，成本更高（比如非洲）。唯一期望的就是自己通过实际规模扩张，技术学习以降低成本。15年左右的风电支持期（从2005年可再生能源法出台算起），无论从国际同行经验还是技术进步的节奏来看，都显得有些过于仓促。
业界在2014年还出现了一种担忧，认为是不是电力市场化改革会危及风电的支持政策。这完全是不必要的担忧，属于混淆了机制改革与政策调整。可再生能源的支持政策，属于政策手段范畴。而电力市场化改革属于体制与机制变革，涉及是电力的产业组织、市场设计、机制设计。二者完全不搭界，风电边际成本低的特点，还可能在电力竞价市场建立后成为占据市场优先地位的优势。
2015年展望——规范与预测的视角
从政策建议的规范性角度，2015年希望看到的政府政策调整包括：
1. 取消对高耗能的歧视性政策，特别是在资源富集地区
2014年初，我国出台了针对钢铁水泥玻璃产业基于能耗标准的惩罚性电价。这一政策没有做到电价机制与政策工具的有效区分。从根本上讲，对于高耗能的限制理由应该在于其环境的负外部性，这一问题的解决有赖于环境标准的提高与刚性执行。高耗能并不具有“原罪”，其用电行为并不存在负的外部性影响，高耗能享受优惠电价，是其用电特点决定的。发展高耗能工业，也是资源富集地区利用禀赋优势发展经济的途径之一。
如果这种政策手段式的歧视可以消除，可以想象，资源富集地区的高耗能产业将具有多大的优势，电价完全可以低到美国中西部的电价水平。即使效率低一点，其节省运输成本，环境价格也低（这一点必须正视与承认），有利于中国的高耗能产业的进一步集中，特别是有色、钢铁、建材等产业。资源富集地区，将是我国的能源电力消费中心，长距离的能源调运需求将减少，电力就地平衡也符合整体效率最优的基本原则。
以哈密向河南郑州送电为例。哈密本地陆续规划建设660万千瓦以上的火电，本地标杆上网电价0.25元/千瓦时，而河南标杆电价在0.41元/千瓦时的水平，而2000公里左右的输电成本在0.1-0.15元/千瓦时左右。独立来看，这一体系完全可行，落地电力较河南本地有竞争力。但是，这一体系之所以可行，关键的要素在于新疆哈密本地的销售电价体系。新疆的电力销售价格目录显示，哈密地区的大工业，其价格（不考虑容量电价部分）都要在0.35-0.4元/千瓦时的水平。也就是说，本地大工业几乎不需要输电成本，但是其输配加价跟送到2000公里以外差不多。这事实上构成对本地电力使用的歧视政策。长期而言，这种电价安排客观上起到限制本地竞争性使用的作用，造成了电力富余的假象，与无谓的输电需求。
如果放开大用户直供电，由于能源资源丰富，高耗能将是本地优势巨大的产业。远端电网用户无法跟本地用户竞争，本地的电价完全可以低到无限接近0.25元/千瓦时的水平。本地用户、电厂双收益，而远端也存着很多其他的电源选择，可以维持价格不变。
这一体系的转变，节省了整体上的输电成本，完全是整个系统有效率的选择。这种情况下，如果存在有限的电力供应，外送其实意味着经济效率的损失，在竞争性市场中是不会出现的。以反映实际输配成本为标准完善电力销售电价体系，消除对本地竞争性使用的限制，是非常迫切的工作。
2. 建立更加透明、明确的风电价格调整体系
这一点可以从德国的“价格走廊”概念获得一些经验。也就是固定的优惠电价水平每年减少相应的额度以调控市场的增长，增长不及预期，就可以提高一点，高于预期，就逐渐下降。通过这种方式，建立发展目标与支持电价间“一对一”的联系，从而既保证目标的实现，又不至于激励过度，体现支持力度随着技术进步与装机规模的灵活变化。这是在缺乏电力市场的条件下的一个可行的选择。
在建立电力市场（这一点并不乐观）的情况下，让风电参与市场波动，西班牙等FIP（feed-in premium）以及英国CFD（Contract for Difference）政策可能具有借鉴意义。
3. 节能与减排的政策实现有效分割
炼油、电力、煤炭行业已有基础设施全面过剩，是2015年的一个趋势性前景。在这种情况下，既有产能属于“沉没成本”，它的闲置完全是一种浪费，比如发电设施。
目前东北电力系统，就面临着供需的严重失衡困扰，不平衡的程度有2000万千瓦以上，而且随着核电的投产不平衡的程度会更深。一方面是过剩的发电能力，另一方面，是高企的电价。东北三省以及蒙东的电价销售目录显示，主要工业与商业销售电价还高达6-8毛钱一度。发电企业需要略微降低电价，以启动需求，扩大出力，电网企业需要大幅下调电价，刺激一下电力需求，以获得更大的收益与利润。而整体经济也将从降低的电力价格中受益。
减排依然重要，而节能在一定的范畴内并非如此。政府应该在部分地区、部分行业出台鼓励用电的措施，比如东北地区。这种鼓励，与其说是一种额外的激励手段，不如说是对过去存在偏差的适当纠正。
4.改变“量价分离”的能源管理模式，将能源价格管理职能赋予国家能源局
我国长期执行的这种“量价”分离的管理模式，产生了诸多的问题。没有了价格的作用，“数量”管理部门负责供求平衡少了主要的政策手段。需求成为了“拍脑袋”出来的“定下来”的结论，因此有“准确把握未来趋势”，“准确预测2020年电力需求”等说法，但是这些“准确”恰恰是无论如何也办不到的，本身就是不正确的问题。
而如何满足需求这张未来的“大饼”呢？就是不同供应方式的分饼游戏了，先来后到。需求多了，供应就紧张，就想办法扩大供给，上新的机组；供应多了，需求吃不了，就“定位”哪些机组是不好，想办法关停一部分供应能力。这就演变成为了“水多了加面”，“面多了加水”。
与能源部门管数量不同，价格管理部门只负责价格水平的制定以及变动，其变动的缘由更多地依赖政策目的与行政定位。此外，由于操作层面的影响，很多的价格体系都存在着效率上的“无谓损失”，成为了一种事实上的价格手段。典型的就是三峡的分电体系与价格设定。从其执行的电价来看，浙江距离比上海更近，其落地电价反而更高；而从出售来看，三峡卖给距离自己更近的江西，其价格比上海还低。
短期内，以及作为电力体制改革推进过程中的过渡，电价管理职能应该充分赋予国家能源局。这将是一种管理体制性质的理顺工作。这一机制如果能够理顺，相信以上提及的东北“窝电”、风电电价调整、水电“弃水”等问题都能得到更好的解决。
当然，以上只是本刊基于规范意义上的政策建议。在预测意义上，出于对理念改变以及政府政策调整缓慢方面的预期，旧有体系的维持仍将是“预测”意义上最大的可能。这些体系维持作用于整个能源系统，2015年可能有以下的现象发生：
1. 电力装机迎来类似上世纪末的全面过剩。系统冗余度在华东、东北、云南等地超过50%。数量管理部门可能做出“暂停火电审批”的决策，对于其他能源类型，基于这种供应的现状，可能也会有所放缓，特别是风电以及以上地区的新增电源。由此，政府承诺的到2030年，实现20%非化石能源的目标将显得雄心勃勃，而电源结构的变化也将放缓。
2. 产能过剩行业，特别是煤炭、钢铁等迎来最坏时刻。研究发达国家淘汰煤炭的经历（比如英国）将变得有吸引力，以实现这些产业在我国的平稳着陆。英国真正的煤炭生产高峰是在1913年，大约在2.9亿吨，到1960年就下降到了1.4亿吨，到1990年进一步下降到7500万吨。到2011年，英国煤炭产量只有1500万吨，只有高峰时期的5%了。1992年，英国还没有燃气发电，但是到了1997年，超过25%的电力来自于燃气发电，燃煤发电的比例从60%下降到了30%。这种变化使得90年代到本世纪初，如何处理煤炭行业的问题，特别是煤矿工人的问题成为了政府的一大任务。2015年我国这方面的关注也不会少。
3. 风电电价有所下调，但是程度会减弱，以取得风电产业健康发展与财政负担间的平衡。
4. “水多了加面、面多了加水”式的解决思路仍将主导弃风、弃水地区电力消纳问题的解决。本地电价不动，却认为本地没有需求，而寻求外送解决，建设若干的输电线路。一些完全没有必要的偏远的水电开发仍将保持政治热情，以造成既成事实的方式鼓励外送，通过各种或明或暗的补贴、价格体系的严重扭曲使得整个发输电体系变得“可行”。
5. 电网、油气管网对第三方的无歧视开放取得一定的进展，但是管网费用过高仍将是需求市场扩大、消除价格地区“堰塞湖”的障碍。输送费用仍有待监管经验增加之后进行合理的调控，这其中的磨合需要更长的时间。