开发新能源，要有进取精神，更要有“如履薄冰”的责任感。冷却“大跃进”式冲动的同时，清醒认识“分散开发、就地供电模式”是中国的现实选择。
当前，我国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。比如：“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，其迫切心情可以理解。
然而，发展一个产业的迫切心情和愿望，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。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。
能源特性决定开发特性
按照许多开发利用新能源比我国早的发达国家经验，新能源开发适宜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。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。
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 20～10 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。即使风电集中程度最高的美国，单个风电项目规模仍很小，在全美现有风电装机 4000 万千瓦中，大于 20 万千瓦的风电场个数仅占总数的 4%～5%。
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，出力不稳定的风电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。
现阶段，新能源发展离不开政府补贴，但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。
政府补贴资金全部取之于民，是国民经济为使用新能源付出的额外成本。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；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；三是要紧扣实际业绩。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”，谨防五花八门的“骗补”现象；四是要建立竞争和比较机制。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，目前风电的度电价外补贴额度已从几年前的 0.4～0.5 元，下降到目前的 0.2 元左右，使有限的补贴资金发挥出更大作用。
与此相关的问题还包括保障电网企业的合理收入。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的“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。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的电，不同意实行这种全世界都已经普及的“自发自用”模式。
按照“厂网分开”的电力改革基本思路，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。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十年前下发的电力行业市场化改革方案的核心内容，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，随后的电价市场化改革停滞。
例如，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内分布式新能源和与之相互依存的智能微电网大趋势，我国的电价机制又历史性地落后了“第二大步”。
