汽车节能补贴政策，2010年6月30日发布。根据《财政部国家发展改革委关于开展“节能产品惠民工程”的通知》（财建〔2009〕213号）和《财政部国家发展改革委工业和信息化部关于印发“节能产品惠民工程”节能汽车（1.6升及以下乘用车）推广实施细则的通知》。

简介

（财建〔2009〕213号）和《财政部国家发展改革委工业和信息化部关于印发“节能产品惠民工程”节能汽车（1.6升及以下乘用车）推广实施细则的通知》（财建[2010]219号）的通知，中央财政将对发动机排量在1.6升及以下、综合工况油耗比现行标准低20%左右的汽油、柴油乘用车（含混合动力和双燃料汽车），按每辆3000元标准给予一次性定额补贴。由于这一“节能产品惠民工程”在全国范围内推广，受惠人群远比新能源新政广泛。

从2010年6月开始，国家三部委先后推出六批“节能产品惠民工程”节能汽车推广目录，凡是消费者购买目录上节能汽车都能得到每辆3000元的补贴。

其它相关

新汽车节能补贴

从2011年10月1日起，国家调整并实施新的节能汽车补贴政策，主要是将纳入补贴范围的节能汽车门槛提高，百公里平均油耗从6.9升降低到6.3升，补贴标准仍维持3000元/辆不变。

根据工信部公开的信息，此次补贴政策调整后，八成以上小排量轿车将被排除在补贴政策之外。

新方案规定，汽车节能补贴政策按照整车装备质量分七档，分别按两排座和三排座设定不同的百公里燃料消耗量。

其中，车重最轻一档，也就是车重低于750公斤的两排座且有手动挡变速器车辆，百公里燃料消耗量限额为4.8升，三排座小于5.2升。车重最重一档，即重量大于1320公斤的车辆，两排座车型百公里燃料消耗限额为6.7升，三排座限额为6.9升。

汽车节能补贴进入第三阶段

中国石油消耗增速快，政府更重视汽车节能减排工作。由于小排量汽车节能技术措施的成本增加比例高，会造成市场推广难，因此仅补贴小排量节能车。节能汽车补贴的第一阶段，是从2010年6月1日到2011年9月30日，购买达到第三阶段油耗限值标准≤1.6L新的乘用车补贴3000元。但没估计到达标的小排量车型市场销量比例高达60%以上，使120亿元的计划补贴款仅一年多就用完。从2011年10月1日开始把节油标准平均提高8%，每辆达到新标准的车补贴3000元不变，这就进入了节能汽车补贴的第二阶段。10月19日新的节能车目录发布，共49个车型，仅占原来补贴车型总数的11.5%。其中合资企业31个车型占63%。内资企业共18个车型占37%。

中国将从2015年全面实施汽车第三阶段油耗限值标准，比德国晚10年多，德国汽车碳排放标准略高于中国第四阶段油耗限值标准，使用成熟的节油技术。另外，混合动力技术也有一些低成本技术可推广。中国的节能汽车就是要用成熟的节能技术和部分低成本的混合动力技术节油实现汽车的节能减排。国外汽车寡头们为了竞争和抓住商机，争先恐后把先进技术引入中国，加快了中国汽车的技术进步。国内车企的学习能力很强,因此进一步节油的难度并不是很大。今后节能汽车的补贴标准还会提高。当补贴车型销量超过≤1.6L以下乘用车总销量的20%或30%以后，我国的节能汽车补贴可能再提高标准，这就进入节能汽车补贴的第三阶段，以便不断推进中国汽车的技术进步，加快我国汽车节能减排的步伐。

工业和信息化部(下称“工信部”)部长苗圩在两会期间表示，工信部正会同有关部门研究新的节能与新能源补贴政策，新政思路将不按技术路线来分，而是按汽车节油率划分为16个档次，补贴底线也将大于3000元。新政主要依据汽车的节油效果，效果越好，补贴越多,鼓励企业的先进产品。

地方节能补贴政策

北京市新能源汽车发展促进中心指出北京市将于今年上半年陆续出台鼓励私人购买纯电动小客车的政策，包括补贴标准、购买纯电动车无需摇号等。补贴标准将是每辆小客车国家最高补贴6万元，地方政府最高补贴6万元。各种税费按照电动车市场价减去补贴后的价格来计算。

广东则出台《广东省新能源汽车产业发展规划(2013-2020年)》，计划到2015年，形成20万辆以上新能源汽车生产能力。规划要求各地开设新能源汽车办证“绿色通道”，优先办理新能源汽车的注册登记、年检等业务;研究纯电动汽车路桥通行费、停车费等费用减免措施;研究探索在城市公共停车场、市政道路停车场和部分繁华商业区划出一定比例或开设专用停车位，优先用于停放电动汽车，并出台优先停车的具体办法;各地在实施限号行驶、牌照额度拍卖、购车配额指标等措施时，应对新能源汽车区别对待等。

发展探讨

新能源是相对传统能源而言的，对它的认识难在“新”字。所以，开发利用新能源的全过程更需要重视研究科学道理和规律，避免凭直觉或仅依以往经验做决策。许多科学道理并不深奥，然而历史却反复证明，真正做到遵循科学规律，并不是一件容易事。

研究认识新能源

新能源有着不少与传统能源不同的特性。除大家熟知的可再生永续利用和无与比拟的清洁，还有一些突出或鲜明的特点：

其一，能量密度低。例如，太阳辐照总能量巨大，但地球单位面积获取的光照能量相对较小。风能亦是如此，潮汐能、波浪能、生物质能都有类似特点。而传统能源，像煤炭、石油、天然气等一次能源，水电、火电、核电等二次能源，能量密度都很高。如果将传统能源看作聚集起来的“能量块”，新能源就是铺在大地上的“能量膜”。对于这样两类密度形态相差较大的能源，开发利用技术经济条件是不同的。

其二，供能过程具有随机性和间歇性。而且随机出现的间歇性电力对受端系统动态稳定有较大程度的影响。因此，在能源产业当前可接受的经济性条件下，新能源尚难以单独承担起连续供能和跟随用户需求、灵活调节供能量的任务。这对传统能源却不成问题。世界上有不少电力系统全部由火电厂供电运行，而挪威的电力系统几乎是一个纯水电系统。

其三，不能大规模储存。尽管作为二次能源的电力按现有技术条件和经济性水平不能大规模储存，但与新能源相比，水能、煤炭、石油、天然气、核电站燃料这些可用于转化电力的一次能源，能够较为经济地“堆存”一段时间，也相当于将电力储存一段时间，在供应时跟随用户需求变化。

其四，经济性尚不具备竞争力。尽管如此，世界上许多国家仍然打破常规，支持经济性较低的新能源产业，宁愿拿出政府补贴，暂时牺牲一部分国民经济整体效率，鼓励开发利用新能源。应当说这与当今人类社会遇到传统化石能源可持续利用、保护生态环境和应对气候变化等问题和矛盾的压力有关，同时也是基于对新能源的经济性可以在不远的将来，接近或者达到传统能源经济性水平的乐观预期。反过来看，如果新能源在提高经济性方面没有持续和明显进步，就不可能发展起来。

开发利用新能源思路探讨

（一）由于新能源具有能量密度低、带有随机性和间歇性、尚不能商业化储存的特性，根据技术经济约束条件，宜采用分散式、分布式开发方式，将其就地、就近利用。

许多发达国家开发利用新能源比我国早，在发展思路、模式和方法上积累了丰厚经验。归纳起来，他们实际上遵循了一个哲学道理：将分散的资源分散利用。欧洲风电和太阳能发电采用了分散开发、就地供电模式。例如大家熟悉的北欧诸国，风电机组星罗棋布、三三两两，还有许多是单台接入20千伏-10千伏以及电压等级更低的电网，大都直接接到供电系统。德国光伏发电容量为1732万千瓦，2011年底将达2300万千瓦，超过我国三峡水电站装机规模，基本都分散地建在用电户屋顶，分布式接入系统。用电户可以投资风电光电，自建自发自用，调度机构优先调度、系统整体平衡调节，富余电量可向电力市场出售，供电不足则由大系统补给。如此开发模式，优点显而易见：一是电力就地消纳，基本不弃风不弃光，电量得到充分利用；二是不用远距离送电，故不用配套新建大量高压、超高压输变电设施，节省大量投资并减少大量输电损耗；三是电源分散，故接入系统电压等级很低，好比在“毛细血管系统”里运行，出力不稳定的新能源电力对涉及主系统安全和电能质量的电压和频率等重要参数指标影响甚微。

相比欧洲其他国家，西班牙风电开发较为集中，但单个风电项目规模仍很小。据西班牙官方网站资料，至2011年6月底，该国风电装机共2115万千瓦，其中规模在1万千瓦以下风电项目个数占21%；1-2万千瓦的占24%；2-4万千瓦的占37%；4-5万千瓦的占15%。而5万千瓦以上规模项目个数仅占3%。

除我国外，美国风电集中程度最高。全美现有风电装机4000万千瓦，其中10万千瓦以下规模风电场个数占总数的80%；10-20万千瓦规模风电场项目个数占到15%左右；大于20万千瓦的仅占4-5%。

（二）现阶段新能源发展离不开政府补贴，但政府补贴政策需要贯彻效率原则，政策实施要依靠竞争和比较机制，并应体现阶段性变化，不断降低补贴幅度，尽可能减轻因发展新能源给国民经济带来的负担。中国经济实力尚排在世界百位之后，用不起昂价能源。

政府补贴资金全部取自于民，是国民经济为使用新能源付出的额外成本。那种认为只要是“新能源”，天经地义要由国家补贴的观点是片面的。所以，补贴政策一是要体现阶段性，仅在新能源技术、产业尚不能与传统能源竞争的特定阶段实行。今天补贴是为了明天减少补贴和后天不再补贴。如同培养未成年人走入社会。二是要考虑成长性，对商业化新能源项目补贴的对象应是已经具有成长性的技术且能够通过自身技术进步和商业化规模扩大，不断降低成本的企业；而更为低廉的成本又成为进一步扩大发展规模的条件，由此形成以政府阶段性适度补贴为始基的良性循环，目的是使新能源能尽快在经济上提高竞争力。至于新能源领域处于萌芽阶段的各类新技术，则应由科技管理系统制订扶持政策。新能源技术研发是我国最薄弱的环节，亟需科技口努力突破，而不应当用国家的科技资金大规模补贴以获利为目的的商业性建设项目。三是要紧扣实际业绩。发展风电、太阳能发电，要的是电量！实践证明，度电补贴模式可靠性相对较高，政府补贴看的是实际发电业绩，“先发电后结算”。而那种先行拨付一定比例项目建设资金的直接补贴模式，发电效果不易掌控，管理难度较大。多年来新能源领域存在五花八门的“骗补”现象，不乏名人、学者参与其中，应时刻警惕。四是要建立竞争和比较机制。毫无疑问，政府补贴属于行政范畴，官员主导责无旁贷。然而，国内外实践都证明，政府新能源补贴政策的实施，应当也能够通过竞争和比较机制实现。例如，对同一个项目，通过竞争性招标比选，以选择开发商。在效益相同的条件下，哪家企业要求的补贴资金较少，就授予哪家投资开发。竞争机制明显有效地促进了新能源产业技术进步和成本降低。风电的度电价外补贴额度已从几年前的0.4-0.5元，下降到0.2元左右，使有限的补贴资金发挥出更大作用。

（三）电网企业应得收入需予以保障。分散、分布式就近接入交流电力系统的新能源发电装置，其主要特点是规模小、接入电压等级低、电力直接在配电网中消纳，能源利用效率高，有效替代用户使用来自大电网的化石能源发电量。根据国外经验，应当在政府政策支持下，形成千家万户开发利用新能源的局面。企业、机关、商场等公共场所、住宅建筑物、个人用户，都可以根据各自条件，投资自建太阳能、风能、生物质能发电，包括燃气热电冷多联产等各类发电装置，“自发自用为主、多余电力上网、电网平衡调节”，工业和商业企业用电实际支付的电价水平越高，“自发自用”的经济性就越好，对政府补贴依赖就越少。各类企业都可以积极介入，既可作为分布式电源投资方，又可以专业服务公司身份作为微电网小区或用户个体投资新能源发电或成为供电经营承包方。为此，电力法和可再生能源法的相关规定需要根据国际上和我国新能源发展新形势尽快修订。

然而，目前我国电网企业的收入仍然是全部来自发电环节与终端销售环节之间“价差”。新能源“自发自用”一度电，则直接导致电网企业减少一度电的价差收入。因此，在电网企业应得收入总量及其保障机制尚未落实的情况下，电网企业不愿接受千家万户自建的分布式新能源发电量，不同意实行这种全世界都已经普及的“自发自用”模式，也在情理之中。那么问题症结在哪里？

经营输电网的企业属于自然垄断企业，其任务是为所有发电商和用电户提供公共服务，不以多盈利为经营目标。因此，政府对电网企业的管理和定价方式应与其他从事竞争性业务的发电企业有原则区别，这是“厂网分开”基本原理所在。具体讲，政府对经营自然垄断业务的电网企业定价，要执行“成本加成”模式，还要在各电网企业之间引入经营效率横向比较，根据电网企业经营的资产量、输电量、运营成本和提供公共服务以及普遍服务的需要，单独核定其准许收入总量，然后摊入年度输电量，通过向用电户收取度电过网费形式来实现。在此机制下，电网企业“只负责传输电力，不参与买卖电力”，其应得收入与发电企业和电力用户的交易和收支隔离开来，这样一来电网企业年收入总量也可以得到保障。只有在这种条件下，用电户与发电企业之间才有可能建立起电力市场，才有可能形成千家万户建设、使用新能源，大规模、高效替代化石能源的局面。这个体制设计正是中央和国务院下发的电力行业市场化改革方案核心内容，在国务院2003年批准的电价改革方案中都有表达。但令人遗憾的是，我国随后的电价市场化改革停滞。

当前越来越多的屋顶光伏项目陷入困境，本可用380伏电压直接使用的分布式光电装置，却因“供电专营”的规定，被要求原地升压至10千伏以上入网计价，再降回380伏按销售价格结算，无端增加了大量输变电投资。这就如同一个人去邻居家串门儿，却必须先开车上大街，缴纳过路费后再绕回来，显然是不合理的。

前些年在建立“市场配置资源，供需形成价格”的现代电力市场体制方面，我们已经落后于世界“一大步”。而面对当今全球范围分布式新能源和与之相互依存的智能微电网蓬勃发展的时代潮流，我们的电价机制又历史性地落后了“第二大步”。

方式与比较

（一）关于集中开发与分散开发的比较问题。

主张集中开发新能源的观点认为，中国北方土地辽阔，风能光能资源非常丰富，但电力负荷小，电网薄弱，不能按照欧洲那种“分散上网，就地消纳”的模式发展，只能是采用“大规模—高集中—远距离—高电压输送”的发输模式。

如果可以无条件地开发某地资源，上述观点无可非议。然而，开发资源必定要受到技术经济等方面诸多条件的制约，在一定发展阶段内，“丰富的资源”并不是都能够开发利用的。最基本的方法还是做技术经济综合比较，考虑上述新能源特性和科学道理，以寻求技术可行、经济合理的最佳模式和方式。我国在发展实践中已经收获到一些经验和教训，应该及时总结。

风电发展关键问题是电网消纳。北方风电集中开发地区大都遭遇较严重的弃风限电问题，东北一些地区冬季弃风限电比例已近50%，西北主要风场因数次脱网事故，限电竟高达70-80%。风能资源最好的一些地区，设备年利用小时数还不到1400。

当前在西部地广人稀、用电负荷很小的地区又掀起了集中大规模建设太阳能发电的热潮，其电力消纳同样遇到远送的问题，有的要输送700-800公里才到省负荷中心，而省内又无力全部消化，还要向东部输送……。光伏发电年利用小时数仅1700左右，在荒漠地区开发比风电还“稀薄”的电能，同样需要为层层升高电压而配套新建一系列高压、超高压甚至特高压输变电装置，才能将昂贵的光电输送到上千公里甚至数千公里以外去使用。

在远离用电负荷中心的地区集中开发建设巨型风电场和光伏电站，优点是项目建设、管理的效率较高。如果经论证具备经济合理性，当然不失为一种高效率开发模式。应当说，开发模式涉及许多技术经济比较问题，实际上是对上述“能量块”与“能量膜”开发利用方式的区别和比较问题：

（1）为远距离输送风电光电，需要层层升高电压，配套新建从10千伏至750千伏之间各个电压等级全套输变电设施。以某风电场300万千瓦项目投资概算为例，风电本体投资225亿元，另配套送变电工程投资高达66.7亿元。而且这66.7亿元投资中尚未包括受端电网从750千伏至10千伏之间层层降压所需新增输变电投资。相比之下，以低电压分散接入系统的风电项目，新增输变电投资就少得多。

（2）风电设备发电年等效利用小时数约为2000多，光电更少，由此连带降低了输电系统效率。加之输送昂贵的风电光电，长距离线损和层层变损对输电经济性影响颇大，过网费进一步降低了经济竞争力。而就地消纳的新能源电力就没有这些成本。

（3）在最高电压等级的电网上注入随机波动的能量流，有点像在“主动脉系统”里随机地供应间歇性“血流”，对整个大系统，特别是受端电网安全稳定运行和电能质量带来较大负面影响。这个问题国外不存在，国内以往未曾遇到，没有经验。

（4）蒙西电网现有风电装机777万千瓦，其中82%的容量以220千伏电压等级接入系统，其余以110千伏接入。按此，蒙西风电集中程度已经超过美国，并因此出现一定的弃风现象，发电企业也时有抱怨。然而该网2011年10月15日却出现了全部日电量中风电电量占24%的纪录，达到世界先进水平。蒙西电网是地方企业，是个纯火电系统，加之冬季燃煤热电联产“硬负荷”比重甚大，除已建成的“点对网”煤电东送通道外，没有风电外送手段。蒙西地区能够在诸多困难条件下，发展风电取得如此成绩，是意味深长的。稍加分析可见，一方面地方政府对地方企业的管理具有“直接优势”，管理目标与发展风电目标一致，即：要的就是电量，“风电优先、煤电让路”的节能原则由此得以实现。相比蒙西，其他不少地区还在执行对各类发电机组“计划内、计划外发电量平均分配指标”、“计划内外电量价格差别”等名目繁多的行政指令。这些“发电机会均等”的计划办法貌似公允，所起作用恰恰是保护化石能源而浪费新能源；另一方面，蒙西电网以220千伏电压等级为主消纳风电，对电网动态特性的不利影响远小于在500千伏最高电压等级配置风电，也是不容忽视的成功因素。尽管如此，220千伏电压对运行风电来说仍然偏高，蒙西地区电量比例超过20%的时段有限，平均不到10%，弃风数量增加和给电网运行带来的困难亦不容忽视。总体看，这样发展风电已趋于极限。

（5）值得一提的是，2010年有企业在蒙西达茂旗某个大的风电场附近做了个试验。在一座35千伏配电变电站墙外建设了4台1.5兆瓦风电机组，直接接入用电端。经过一段时间运行，结果令人振奋。这4台风机因无需建设场内送变电工程，造价比相邻风电场低1300元/千瓦，节省建设投资16%。风机日常出力与变电站平均负荷相当，发电量直接消纳，不用升压返送，直接替代了煤电供电量。特别是由于接入电压等级很低，对蒙西电力系统运行主要参数没有影响，从未出现“被弃风”情况，折算年发电利用小时数达2500左右。而在其不远处以220千伏电压接入高压系统的大风场，时有弃风限电，发电利用小时数明显低于试验机组。

（二）关于大规模集中并网的风电、光电远距离输送和消纳问题。

提出的解决措施主要是“风火打捆”，并配套建设大量抽水蓄能电站。有一点可以肯定：如果采取措施足够多，所有问题都能解决。只是要看这些措施在经济上是否合理可行。

用超高压、特高压输电线路单独输送风电，因只有2000多小时电量，经济性较差。“风火打捆远送”旨在提高输变电设施负荷率，从而改善输电经济性和电网运行安全性。然而这个做法毕竟史无前例，需要考虑一系列技术经济问题。一是风电的负荷率低，电力大而电量小，出力过程曲线呈陡峻的锯齿形状。为了提高输电负荷率和稳定性，若考虑用燃煤火电站作为调节电力和补充电量的手段，与风电“打捆输送”，则火电机组需要扮演“填空”的角色，逆向追随风电出力变化，深幅度变出力配合运行，否则就会大量弃风。那么超临界参数、超超临界参数燃煤发电机组，不可避免地要经常脱离最佳工况运行，增加煤耗。另外，在运行安全性方面能否满足长期、频繁、深幅、随机变出力运行方式要求；二是在一定输电容量空间中，火电机组因“填空”的运行方式，不但供电煤耗增加，而且年度内要减少2000多小时发电量，本身设备年利用小时数下降到3000左右，经济上能否被接受；三是若按照“2火1风”的比例，在距离中部、东部负荷中心数千公里之外建设数千万千瓦的火电站，不但要深入论证电力规划宏观布局，而且要考虑在荒漠戈壁地区长期运行如此大规模的火电站群，对消耗当地水资源的可行性和对生态环境影响的可接受性，都还有相当多工作要做。

至于抽水蓄能电站，经过多年实践，各方认识日益明朗。首先，从前面分析已经知道，根据当今世界科技水平，交流电力系统中电能尚不能商业化储存。这就是说，大规模储存电能尚不具备经济性。这个认识应当是讨论蓄能电站的基础；第二，蓄能电站是电力系统中最灵活、最昂贵的调节装置。一旦有了它，整个系统调节能力和安全稳定水平都提高一个层次；第三，蓄能电站具有调峰、填谷、系统紧急备用以及黑启动等多种功能，如果将其开发目标和运行方式定格为“调峰”一项，则不够全面。还应该指出，抽水蓄能电站蓄能和发电运行方式转变的时间尺度比风电功率变化的时间尺度大2-3个数量级，将其与风电“打捆”是很难行得通的。蓄能电站的开发目标是为整个系统服务，其建设决策应建立在整个电力系统对于这项投资边际效益的论证结果上。如果仅考虑为某个或某类发电站配套，则蓄能电站的开发目标成了“将二次能源转化为三次能源”，这个“综合发电设施”的千瓦投入徒增6000元之多、电量产出净减25%，经济上难有可行性。

（三）关于如何看待“快”与“慢”的问题。

如果新能源发展速度太慢，则不能满足我国调整能源结构紧迫形势的要求。经过一段实践证明，高度集中开发风电、光电的模式，对装备工业和设备制造领域带来跨越式飞速发展，能创造“快”的奇迹。然而设备仅是“工具”，最终要的是新能源电量。电网企业在系统安全平稳运行和风电电量消纳方面遇到较大困难，出现较多弃风和数次系统稳定事故，使超大规模的集中并网风电对电网运行安全性影响受到高度关注，大量限电使风电项目经济性降低，风电设备产能大量积压，产量大起大落。在当前出现较多问题的情况下，即使要继续原有开发模式，也需要认真总结经验，尽快解决已经发生的矛盾和问题。这些是当前风电发展速度与前几年相比，出现放缓局面的原因所在。或者说，出了问题就快不起来了。

如果一台一台建设风机，发展速度肯定是太慢了。然而分散的风机可以同时建设，千家万户都来建，可谓“聚沙成塔，积少成多”。西班牙国土面积还不到内蒙古的一半，采用比较分散的开发模式，单个风电项目规模都不大，“遍地开花”，发展速度并不慢，风电装机总量达到了“风电三峡”的规模水平，风电电量占到全部电量的16%，风电运行容量占日负荷比例曾达到创世界纪录的53%！

以甘肃省为例，该省各地风资源条件都不错。全省用电环节10千伏配电变电站有12.3万座，保守地假设，即使其中的90%都不具备建设和接入风机条件，那么可以接入风机的用电变电站还有1.2万座。如果考虑在每座10千伏用电变附近各建设并接入1台风机，很快就可以建成1.2万台！甘肃全省运行的风电机组数量仅3000多台。这个设想仅考虑了10千伏一个电压等级，还有上千座35千伏和110千伏配电设施可以容纳更大量风机，消纳更多风电电量。甘肃一个用电小省尚且如此，推到全国30个省呢。

随着我国风电设备技术进步、性价比不断提高，适合低风速地区的风机发展很快。以往认为平均风速低于每秒6.5米的风能资源没有开发价值，若采用低风速风机，5.5米的风资源都具有了经济上的可开发性，大大拓展了风力资源开发利用范围。过去山区、丘陵地带设备运输困难，也因有了分段桨叶技术而得到解决。这些都为全国各地分散开发建设风电提供了有利条件。

（四）关于政府补贴政策实施方式问题。

在传统计划体制下，国家补贴资源配置要通过行政审批实现。这样做存在难以避免的弊端：一是政府只能按企业申报的成本进行审批，“高成本批给高额补贴，低成本批给低额补贴”，在机制上不能鼓励先进；二是有企业为得到更多的建设资金补贴、更高的电价补贴，不再努力控制成本，甚至在建设规模、投产时间和项目财务上作假，既阻碍新能源技术进步，又使补贴政策效率低下；三是人为制订补贴具体数额，往往跟不上新能源因技术进步和市场供需情况变化带来的经济性变化。2009年出现过政府部门公布的补贴资金量高于屋顶光伏工程整体造价的失误。2011年，与光伏电池快速降价的市场走向相反的高额补贴政策出台，加上地方的项目核准权限，两项因素迭加，引发了西部数省区光伏发电脱离中长期规划和电网建设衔接的爆发性大规模建设热潮。有的省年内就要投产上百万千瓦，同时还有数倍规模的项目夜以继日地施工。再次面对如火如荼的“大跃进”，电网企业全然措手不及，快马加鞭抢建的光伏电站却面临闲置“窝电”的严峻形势。这样的补贴方式收到适得其反的效果，很容易造成国家财产重大损失。

对于采用竞争办法确定国家补贴幅度，不少人担心会导致企业低价抢标，恶性竞争，制造偷工减料，使设备质量低劣，对新能源产业发展产生负面影响。对此有说法将新能源的招投标工作说成：“都是企业不计工本的瞎投标”。这是需要讨论的。首先，竞争机制无可厚非，是国家法定鼓励并规定的市场机制办法。竞争就是竞争，就是优胜劣汰，从来就没有判别竞争是“恶性”还是“良性”的标准。世界各国发展新能源普遍引入了竞争机制，不但有效地促进企业技术进步，大幅度提高政府补贴政策效率，用更少的资金获得更大的效用，还能限制个人行为配置资源的自由裁量权。其次，应当相信优胜劣汰是竞争机制的基本法则，产品质量是企业的生命，盈利是从事竞争性业务企业的目标和动力。如果竞争规则清楚，执行坚决，监管给力，在这种条件下，如果企业还去搞不顾成本的低价抢标，为眼前利益而偷工减料，生产伪劣产品，无异于自绝生路。再者，如果真有所谓“低价抢标”现象，问题根源恐怕是在招投标的法制化管理方面存在漏洞。所以，政府还是应当注重建立和完善竞争机制。

据各方面反映，竞争性招投标工作确实存在一些问题，需要及时改进。例如，招标工作与项目建设在程序上缺乏衔接，许多招标项目在设备签约后，甚至数年内仍不能具备核准、开工条件，项目用地、海域座标等外部环境发生了变化，尤其是因设备市场价格不断下降，招标后签订的商务合同纠纷越来越多；地方保护现象时有发生，用各种说法和做法代替企业决策，设置某些条件照顾在当地设厂的企业中标，投资方和其他企业对此意见强烈；投标结果执行不坚决，纵容了“找后帐”现象等等。针对这些问题，一是要强调贯彻“政企分开”原则，严格区分政府行政行为和企业自主经营活动之间界限；二是要认真执行招投标法，行政机关要带头按法律规定程序办事；三是要加强监管，明确责任，平等对待具备竞争资质条件的所有企业，营造公平竞争的市场环境。

（五）关于“自发自用”电量对电网运营成本的影响问题。

这是电网企业非常关心的问题。有一种看法认为：随着自发自用电量增加，如果引起电网企业配套设施和运行成本增加，而相应减少了电网系统经营的电量，将使单位电度过网费标准越来越高，最终导致分布式发电不可持续。

深入研究可以看出，这个预计是以当前情况为基础的静态分析结果，实际不至如此。因为，随着就地开发利用新能源电量的比重不断增加，电网网架结构及其运行管理方式会不断变化调整，输电网系统承担的输电量和所需电网建设、运行等任务都会相应减轻，建设和经营成本随之降低，国家给电网企业核定的准许收入总量不会大量增加，单位电度过网费上扬幅度趋于收敛，不存在“发散型”单边上扬趋势。

“自发自用”模式是新能源发电、分布式发电的基本存在方式和发展趋势，国际上已经全面铺开、蓬勃发展。试想，如果不是在偏远荒漠地区集中建设太阳能发电装置，然后再将能量密度如此之低的电量超远距离送出，而是将这部分投资全部用于各地光伏建筑一体化以及在建筑物屋顶上敷设太阳能电池板，或者在低压用电变压器附近建设太阳能发电装置，所发电量由各地的工商企业、机关学校和居民用户直接使用，以替代化石能源电量，不就节省了大量输变电工程投资吗。

（六）关于积极与慎重的关系问题。

积极态度和无畏意志是做成任何事情的基础，进取精神十分宝贵。当前我国亟需抓住难得的历史机遇，尽快在新能源这个新制高点上实现突破。新能源的产业链长，对拉动经济、增加就业作用明显。所以，地方政府和相关企业发展新能源态度非常积极，由此提出许多加快发展的建议，如：不要争论，不要怕乱，先干起来，在发展中解决发展过程中的问题等等，其迫切心情都是可以理解的。

然而，发展一个产业的迫切心情以及这个产业能够给经济带来重要贡献和增加大量就业机会的愿望，并不能代替对该产业各环节“技术可行、经济合理”的基本要求。每个环节都具备技术的可行性和经济的合理性，才是该产业链正常运转和健康发展的真正保障。新能源产业投资规模巨大，对包括大量政府补贴资金在内的各类社会资源占用总量巨大，影响范围很广，电量还很昂贵。只有这个产业中所有设施都实现了按设计水平正常运行，才能收到拉动经济、增加就业等期盼效果。不然的话，反而造成全产业链更大的损失。

中国经济社会禁不起“折腾”了。开发利用新能源既要有积极的进取精神，也要有“如履薄冰”、“如临深渊”那样的责任感。这两种精神结合，体现在认真研究问题，尊重科学道理，遵从国家相关法律法规和建设程序，规范地编制和论证建设项目可行性研究报告，切实落实各方面配套条件，高度重视国家对于建设项目“技术可行和经济合理”的基本要求，锐意改革，及时去除体制机制障碍，建立并完善公开、公平、公正的竞争和比较机制，吸取各方面的经验教训，不惑于似是而非的说法，冷却“大跃进”式的冲动，避免“欲速而不达”的损失，尽可能做到“未雨绸缪而不临渴掘井”，平心静气，踏踏实实，制订出符合科学规律的、有一定前瞻性的各项政策，真正实现有效地促进新能源产业健康可持续发展。