政府補貼資金全部取自于民，是國民經(jīng)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(jīng)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(xiàn)階段性，僅在新能源技術、產(chǎn)業(yè)尚不能與傳統(tǒng)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(yǎng)未成年人走入社會。二是要考慮成長性，對商業(yè)化新能源項目補貼的對象應是已經(jīng)具有成長性的技術且能夠通過自身技術進步和商業(yè)化規(guī)模擴大，不斷降低成本的企業(yè)；而更為低廉的成本又成為進一步擴大發(fā)展規(guī)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(huán)，目的是使新能源能盡快在經(jīng)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(tǒng)制訂扶持政策。新能源技術研發(fā)是我國最薄弱的環(huán)節(jié)，亟需科技口努力突破，而不應當用國家的科技資金大規(guī)模補貼以獲利為目的的商業(yè)性建設項目。三是要緊扣實際業(yè)績。發(fā)展風電、太陽能發(fā)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(fā)電業(yè)績，“先發(fā)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(fā)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(xiàn)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(nèi)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(xiàn)。例如，對同一個項目，通過競爭性招標比選，以選擇開發(fā)商。在效益相同的條件下，哪家企業(yè)要求的補貼資金較少，就授予哪家投資開發(fā)。近年來，競爭機制明顯有效地促進了新能源產(chǎn)業(yè)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(fā)揮出更大作用。
　?。ㄈ╇娋W(wǎng)企業(yè)應得收入需予以保障。分散、分布式就近接入交流電力系統(tǒng)的新能源發(fā)電裝置，其主要特點是規(guī)模小、接入電壓等級低、電力直接在配電網(wǎng)中消納，能源利用效率高，有效替代用戶使用來自大電網(wǎng)的化石能源發(fā)電量。根據(jù)國外經(jīng)驗，應當在政府政策支持下，形成千家萬戶開發(fā)利用新能源的局面。企業(yè)、機關、商場等公共場所、住宅建筑物、個人用戶，都可以根據(jù)各自條件，投資自建太陽能、風能、生物質(zhì)能發(fā)電，包括燃氣熱電冷多聯(lián)產(chǎn)等各類發(fā)電裝置，“自發(fā)自用為主、多余電力上網(wǎng)、電網(wǎng)平衡調(diào)節(jié)”，工業(yè)和商業(yè)企業(yè)用電實際支付的電價水平越高，“自發(fā)自用”的經(jīng)濟性就越好，對政府補貼依賴就越少。各類企業(yè)都可以積極介入，既可作為分布式電源投資方，又可以專業(yè)服務公司身份作為微電網(wǎng)小區(qū)或用戶個體投資新能源發(fā)電或成為供電經(jīng)營承包方。為此，電力法和可再生能源法的相關規(guī)定需要根據(jù)國際上和我國新能源發(fā)展新形勢盡快修訂。
　　然而，目前我國電網(wǎng)企業(yè)的收入仍然是全部來自發(fā)電環(huán)節(jié)與終端銷售環(huán)節(jié)之間“價差”。新能源“自發(fā)自用”一度電，則直接導致電網(wǎng)企業(yè)減少一度電的價差收入。因此，在電網(wǎng)企業(yè)應得收入總量及其保障機制尚未落實的情況下，電網(wǎng)企業(yè)不愿接受千家萬戶自建的分布式新能源發(fā)電量，不同意實行這種全世界都已經(jīng)普及的“自發(fā)自用”模式，也在情理之中。那么問題癥結在哪里？
　　經(jīng)營輸電網(wǎng)的企業(yè)屬于自然壟斷企業(yè)，其任務是為所有發(fā)電商和用電戶提供公共服務，不以多盈利為經(jīng)營目標。因此，政府對電網(wǎng)企業(yè)的管理和定價方式應與其他從事競爭性業(yè)務的發(fā)電企業(yè)有原則區(qū)別，這是“廠網(wǎng)分開”基本原理所在。具體講，政府對經(jīng)營自然壟斷業(yè)務的電網(wǎng)企業(yè)定價，要執(zhí)行“成本加成”模式，還要在各電網(wǎng)企業(yè)之間引入經(jīng)營效率橫向比較，根據(jù)電網(wǎng)企業(yè)經(jīng)營的資產(chǎn)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?cè)肽甓容旊娏浚ㄟ^向用電戶收取度電過網(wǎng)費形式來實現(xiàn)。在此機制下，電網(wǎng)企業(yè)“只負責傳輸電力，不參與買賣電力”，其應得收入與發(fā)電企業(yè)和電力用戶的交易和收支隔離開來，這樣一來電網(wǎng)企業(yè)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(fā)電企業(yè)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(guī)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(fā)的電力行業(yè)市場化改革方案核心內(nèi)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(guī)定，被要求原地升壓至10千伏以上入網(wǎng)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(xiàn)代電力市場體制方面，我們已經(jīng)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(wǎng)蓬勃發(fā)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(xù)）