政府補貼資金全部取自于民，是國民經濟為使用新能源付出的額外成本。那種認為只要是“新能源”，天經地義要由國家補貼的觀點是片面的。所以，補貼政策一是要體現階段性，僅在新能源技術、產業尚不能與傳統能源競爭的特定階段實行。今天補貼是為了明天減少補貼和后天不再補貼。如同培養未成年人走入社會。二是要考慮成長性，對商業化新能源項目補貼的對象應是已經具有成長性的技術且能夠通過自身技術進步和商業化規模擴大，不斷降低成本的企業；而更為低廉的成本又成為進一步擴大發展規模的條件，由此形成以政府階段性適度補貼為始基的良性循環，目的是使新能源能盡快在經濟上提高競爭力。至于新能源領域處于萌芽階段的各類新技術，則應由科技管理系統制訂扶持政策。新能源技術研發是我國最薄弱的環節，亟需科技口努力突破，而不應當用國家的科技資金大規模補貼以獲利為目的的商業性建設項目。三是要緊扣實際業績。發展風電、太陽能發電，要的是電量！實踐證明，度電補貼模式可靠性相對較高，政府補貼看的是實際發電業績，“先發電后結算”。而那種先行撥付一定比例項目建設資金的直接補貼模式，發電效果不易掌控，管理難度較大。多年來新能源領域存在五花八門的“騙補”現象，不乏名人、學者參與其中，應時刻警惕。四是要建立競爭和比較機制。毫無疑問，政府補貼屬于行政范疇，官員主導責無旁貸。然而，國內外實踐都證明，政府新能源補貼政策的實施，應當也能夠通過競爭和比較機制實現。例如，對同一個項目，通過競爭性招標比選，以選擇開發商。在效益相同的條件下，哪家企業要求的補貼資金較少，就授予哪家投資開發。近年來，競爭機制明顯有效地促進了新能源產業技術進步和成本降低。風電的度電價外補貼額度已從幾年前的0.4-0.5元，下降到目前的0.2元左右，使有限的補貼資金發揮出更大作用。
　　（三）電網企業應得收入需予以保障。分散、分布式就近接入交流電力系統的新能源發電裝置，其主要特點是規模小、接入電壓等級低、電力直接在配電網中消納，能源利用效率高，有效替代用戶使用來自大電網的化石能源發電量。根據國外經驗，應當在政府政策支持下，形成千家萬戶開發利用新能源的局面。企業、機關、商場等公共場所、住宅建筑物、個人用戶，都可以根據各自條件，投資自建太陽能、風能、生物質能發電，包括燃氣熱電冷多聯產等各類發電裝置，“自發自用為主、多余電力上網、電網平衡調節”，工業和商業企業用電實際支付的電價水平越高，“自發自用”的經濟性就越好，對政府補貼依賴就越少。各類企業都可以積極介入，既可作為分布式電源投資方，又可以專業服務公司身份作為微電網小區或用戶個體投資新能源發電或成為供電經營承包方。為此，電力法和可再生能源法的相關規定需要根據國際上和我國新能源發展新形勢盡快修訂。
　　然而，目前我國電網企業的收入仍然是全部來自發電環節與終端銷售環節之間“價差”。新能源“自發自用”一度電，則直接導致電網企業減少一度電的價差收入。因此，在電網企業應得收入總量及其保障機制尚未落實的情況下，電網企業不愿接受千家萬戶自建的分布式新能源發電量，不同意實行這種全世界都已經普及的“自發自用”模式，也在情理之中。那么問題癥結在哪里？
　　經營輸電網的企業屬于自然壟斷企業，其任務是為所有發電商和用電戶提供公共服務，不以多盈利為經營目標。因此，政府對電網企業的管理和定價方式應與其他從事競爭性業務的發電企業有原則區別，這是“廠網分開”基本原理所在。具體講，政府對經營自然壟斷業務的電網企業定價，要執行“成本加成”模式，還要在各電網企業之間引入經營效率橫向比較，根據電網企業經營的資產量、輸電量、運營成本和提供公共服務以及普遍服務的需要，單獨核定其準許收入總量，然后攤入年度輸電量，通過向用電戶收取度電過網費形式來實現。在此機制下，電網企業“只負責傳輸電力，不參與買賣電力”，其應得收入與發電企業和電力用戶的交易和收支隔離開來，這樣一來電網企業年收入總量也可以得到保障。只有在這種條件下，用電戶與發電企業之間才有可能建立起電力市場，才有可能形成千家萬戶建設、使用新能源，大規模、高效替代化石能源的局面。這個體制設計正是中央和國務院10年前下發的電力行業市場化改革方案核心內容，在國務院2003年批準的電價改革方案中都有表達。但令人遺憾的是，我國隨后的電價市場化改革停滯。
　　當前越來越多的屋頂光伏項目陷入困境，本可用380伏電壓直接使用的分布式光電裝置，卻因“供電專營”的規定，被要求原地升壓至10千伏以上入網計價，再降回380伏按銷售價格結算，無端增加了大量輸變電投資。這就如同一個人去鄰居家串門兒，卻必須先開車上大街，繳納過路費后再繞回來，顯然是不合理的。
　　前些年在建立“市場配置資源，供需形成價格”的現代電力市場體制方面，我們已經落后于世界“一大步”。而面對當今全球范圍分布式新能源和與之相互依存的智能微電網蓬勃發展的時代潮流，我們的電價機制又歷史性地落后了“第二大步”。（未完待續）