一、研究認識新能源
新能源有著不少與傳統能源不同的特性。除大家熟知的可再生永續利用和無與比擬的清潔，還有一些突出或鮮明的特點：
其一，能量密度低。例如，太陽輻照總能量巨大，但地球單位面積獲取的光照能量相對較小。風能亦是如此，潮汐能、波浪能、生物質能都有類似特點。而傳統能源，像煤炭、石油、天然氣等一次能源，水電、火電、核電等二次能源，能量密度都很高。如果將傳統能源看作聚集起來的“能量塊”，新能源就是鋪在大地上的“能量膜”。對于這樣兩類密度形態相差較大的能源，開發利用技術經濟條件是不同的。
其二，供能過程具有隨機性和間歇性。而且隨機出現的間歇性電力對受端系統動態穩定有較大程度的影響。因此，在能源產業當前可接受的經濟性條件下，新能源尚難以單獨承擔起連續供能和跟隨用戶需求、靈活調節供能量的任務。這對傳統能源卻不成問題。世界上有不少電力系統全部由火電廠供電運行，而挪威的電力系統幾乎是一個純水電系統。
其三，不能大規模儲存。盡管作為二次能源的電力按現有技術條件和經濟性水平不能大規模儲存，但與新能源相比，水能、煤炭、石油、天然氣、核電站燃料這些可用于轉化電力的一次能源，能夠較為經濟地“堆存”一段時間，也相當于將電力儲存一段時間，在供應時跟隨用戶需求變化。
其四，經濟性尚不具備競爭力。盡管如此，世界上許多國家仍然打破常規，支持經濟性較低的新能源產業，寧愿拿出政府補貼，暫時犧牲一部分國民經濟整體效率，鼓勵開發利用新能源。應當說這與當今人類社會遇到傳統化石能源可持續利用、保護生態環境和應對氣候變化等問題和矛盾的壓力有關，同時也是基于對新能源的經濟性可以在不遠的將來，接近或者達到傳統能源經濟性水平的樂觀預期。反過來看，如果新能源在提高經濟性方面沒有持續和明顯進步，就不可能發展起來。
二、開發利用新能源思路探討
（一）由于新能源具有能量密度低、帶有隨機性和間歇性、尚不能商業化儲存的特性，根據技術經濟約束條件，宜采用分散式、分布式開發方式，將其就地、就近利用。
許多發達國家開發利用新能源比我國早，在發展思路、模式和方法上積累了豐厚經驗。歸納起來，他們實際上遵循了一個哲學道理：將分散的資源分散利用。歐洲風電和太陽能發電采用了分散開發、就地供電模式。例如大家熟悉的北歐諸國，風電機組星羅棋布、三三兩兩，還有許多是單臺接入20千伏-10千伏以及電壓等級更低的電網，大都直接接到供電系統。德國光伏發電容量為1732萬千瓦，2011年底將達2300萬千瓦，超過我國三峽水電站裝機規模，基本都分散地建在用電戶屋頂，分布式接入系統。用電戶可以投資風電光電，自建自發自用，調度機構優先調度、系統整體平衡調節，富余電量可向電力市場出售，供電不足則由大系統補給。如此開發模式，優點顯而易見：一是電力就地消納，基本不棄風不棄光，電量得到充分利用；二是不用遠距離送電，故不用配套新建大量高壓、超高壓輸變電設施，節省大量投資并減少大量輸電損耗；三是電源分散，故接入系統電壓等級很低，好比在“毛細血管系統”里運行，出力不穩定的新能源電力對涉及主系統安全和電能質量的電壓和頻率等重要參數指標影響甚微。
相比歐洲其他國家，西班牙風電開發較為集中，但單個風電項目規模仍很小。據西班牙官方網站資料，至2011年6月底，該國風電裝機共2115萬千瓦，其中規模在1萬千瓦以下風電項目個數占21％；1-2萬千瓦的占24％；2-4萬千瓦的占37％；4-5萬千瓦的占15％。而5萬千瓦以上規模項目個數僅占3％。
除我國外，美國風電集中程度最高。全美現有風電裝機4000萬千瓦，其中10萬千瓦以下規模風電場個數占總數的80％；10-20萬千瓦規模風電場項目個數占到15％左右；大于20萬千瓦的僅占4-5％。
（二）現階段新能源發展離不開政府補貼，但政府補貼政策需要貫徹效率原則，政策實施要依靠競爭和比較機制，并應體現階段性變化，不斷降低補貼幅度，盡可能減輕因發展新能源給國民經濟帶來的負擔。中國經濟實力尚排在世界百位之后，用不起昂價能源。
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十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”。
三、方式與比較
（一）關于集中開發與分散開發的比較問題。
主張集中開發新能源的觀點認為，中國北方土地遼闊，風能光能資源非常豐富，但電力負荷小，電網薄弱，不能按照歐洲那種“分散上網，就地消納”的模式發展，只能是采用“大規模—高集中—遠距離—高電壓輸送”的發輸模式。
如果可以無條件地開發某地資源，上述觀點無可非議。然而，開發資源必定要受到技術經濟等方面諸多條件的制約，在一定發展階段內，“豐富的資源”并不是都能夠開發利用的。最基本的方法還是做技術經濟綜合比較，考慮上述新能源特性和科學道理，以尋求技術可行、經濟合理的最佳模式和方式。我國在發展實踐中已經收獲到一些經驗和教訓，應該及時總結。
目前風電發展關鍵問題是電網消納。北方風電集中開發地區大都遭遇較嚴重的棄風限電問題，東北一些地區冬季棄風限電比例已近50％，西北主要風場因數次脫網事故，目前限電竟高達70-80％。風能資源最好的一些地區，設備年利用小時數還不到1400。
當前在西部地廣人稀、用電負荷很小的地區又掀起了集中大規模建設太陽能發電的熱潮，其電力消納同樣遇到遠送的問題，有的要輸送700-800公里才到省負荷中心，而省內又無力全部消化，還要向東部輸送……。光伏發電年利用小時數僅1700左右，在荒漠地區開發比風電還“稀薄”的電能，同樣需要為層層升高電壓而配套新建一系列高壓、超高壓甚至特高壓輸變電裝置，才能將昂貴的光電輸送到上千公里甚至數千公里以外去使用。
在遠離用電負荷中心的地區集中開發建設巨型風電場和光伏電站，優點是項目建設、管理的效率較高。如果經論證具備經濟合理性，當然不失為一種高效率開發模式。應當說，開發模式涉及許多技術經濟比較問題，實際上是對上述“能量塊”與“能量膜”開發利用方式的區別和比較問題：
（1）為遠距離輸送風電光電，需要層層升高電壓，配套新建從10千伏至750千伏之間各個電壓等級全套輸變電設施。以某風電場300萬千瓦項目投資概算為例，風電本體投資225億元，另配套送變電工程投資高達66.7億元。而且這66.7億元投資中尚未包括受端電網從750千伏至10千伏之間層層降壓所需新增輸變電投資。相比之下，以低電壓分散接入系統的風電項目，新增輸變電投資就少得多。
（2）風電設備發電年等效利用小時數約為2000多，光電更少，由此連帶降低了輸電系統效率。加之輸送昂貴的風電光電，長距離線損和層層變損對輸電經濟性影響頗大，過網費進一步降低了經濟競爭力。而就地消納的新能源電力就沒有這些成本。
（3）在最高電壓等級的電網上注入隨機波動的能量流，有點像在“主動脈系統”里隨機地供應間歇性“血流”，對整個大系統，特別是受端電網安全穩定運行和電能質量帶來較大負面影響。這個問題國外不存在，國內以往未曾遇到，沒有經驗。
（4）蒙西電網現有風電裝機777萬千瓦，其中82％的容量以220千伏電壓等級接入系統，其余以110千伏接入。按此，蒙西風電集中程度已經超過美國，并因此出現一定的棄風現象，發電企業也時有抱怨。然而該網2011年10月15日卻出現了全部日電量中風電電量占24％的紀錄，達到世界先進水平。蒙西電網是地方企業，是個純火電系統，加之冬季燃煤熱電聯產“硬負荷”比重甚大，除已建成的“點對網”煤電東送通道外，沒有風電外送手段。蒙西地區能夠在諸多困難條件下，發展風電取得如此成績，是意味深長的。稍加分析可見，一方面地方政府對地方企業的管理具有“直接優勢”，管理目標與發展風電目標一致，即：要的就是電量，“風電優先、煤電讓路”的節能原則由此得以實現。相比蒙西，其他不少地區還在執行對各類發電機組“計劃內、計劃外發電量平均分配指標”、“計劃內外電量價格差別”等名目繁多的行政指令。這些“發電機會均等”的計劃辦法貌似公允，所起作用恰恰是保護化石能源而浪費新能源；另一方面，蒙西電網以220千伏電壓等級為主消納風電，對電網動態特性的不利影響遠小于在500千伏最高電壓等級配置風電，也是不容忽視的成功因素。盡管如此，220千伏電壓對運行風電來說仍然偏高，蒙西地區電量比例超過20％的時段有限，平均不到10％，棄風數量增加和給電網運行帶來的困難亦不容忽視?？傮w看，這樣發展風電已趨于極限。
（5）值得一提的是，2010年有企業在蒙西達茂旗某個大的風電場附近做了個試驗。在一座35千伏配電變電站墻外建設了4臺1.5兆瓦風電機組，直接接入用電端。經過一段時間運行，結果令人振奮。這4臺風機因無需建設場內送變電工程，造價比相鄰風電場低1300元/千瓦，節省建設投資16％。風機日常出力與變電站平均負荷相當，發電量直接消納，不用升壓返送，直接替代了煤電供電量。特別是由于接入電壓等級很低，對蒙西電力系統運行主要參數沒有影響，從未出現“被棄風”情況，折算年發電利用小時數達2500左右。而在其不遠處以220千伏電壓接入高壓系統的大風場，時有棄風限電，發電利用小時數明顯低于試驗機組。
（二）關于大規模集中并網的風電、光電遠距離輸送和消納問題。
目前提出的解決措施主要是“風火打捆”，并配套建設大量抽水蓄能電站。有一點可以肯定：如果采取措施足夠多，所有問題都能解決。只是要看這些措施在經濟上是否合理可行。
用超高壓、特高壓輸電線路單獨輸送風電，因只有2000多小時電量，經濟性較差。“風火打捆遠送”旨在提高輸變電設施負荷率，從而改善輸電經濟性和電網運行安全性。然而這個做法畢竟史無前例，需要考慮一系列技術經濟問題。一是風電的負荷率低，電力大而電量小，出力過程曲線呈陡峻的鋸齒形狀。為了提高輸電負荷率和穩定性，若考慮用燃煤火電站作為調節電力和補充電量的手段，與風電“打捆輸送”，則火電機組需要扮演“填空”的角色，逆向追隨風電出力變化，深幅度變出力配合運行，否則就會大量棄風。那么超臨界參數、超超臨界參數燃煤發電機組，不可避免地要經常脫離最佳工況運行，增加煤耗。另外，在運行安全性方面能否滿足長期、頻繁、深幅、隨機變出力運行方式要求；二是在一定輸電容量空間中，火電機組因“填空”的運行方式，不但供電煤耗增加，而且年度內要減少2000多小時發電量，本身設備年利用小時數下降到3000左右，經濟上能否被接受；三是若按照“2火1風”的比例，在距離中部、東部負荷中心數千公里之外建設數千萬千瓦的火電站，不但要深入論證電力規劃宏觀布局，而且要考慮在荒漠戈壁地區長期運行如此大規模的火電站群，對消耗當地水資源的可行性和對生態環境影響的可接受性，都還有相當多工作要做。
至于抽水蓄能電站，經過多年實踐，各方認識日益明朗。首先，從前面分析已經知道，根據當今世界科技水平，交流電力系統中電能尚不能商業化儲存。這就是說，大規模儲存電能尚不具備經濟性。這個認識應當是討論蓄能電站的基礎；第二，蓄能電站是電力系統中最靈活、最昂貴的調節裝置。一旦有了它，整個系統調節能力和安全穩定水平都提高一個層次；第三，蓄能電站具有調峰、填谷、系統緊急備用以及黑啟動等多種功能，如果將其開發目標和運行方式定格為“調峰”一項，則不夠全面。還應該指出，抽水蓄能電站蓄能和發電運行方式轉變的時間尺度比風電功率變化的時間尺度大2-3個數量級，將其與風電“打捆”是很難行得通的。蓄能電站的開發目標是為整個系統服務，其建設決策應建立在整個電力系統對于這項投資邊際效益的論證結果上。如果僅考慮為某個或某類發電站配套，則蓄能電站的開發目標成了“將二次能源轉化為三次能源”，這個“綜合發電設施”的千瓦投入徒增6000元之多、電量產出凈減25％，經濟上難有可行性。
（三）關于如何看待“快”與“慢”的問題。
如果新能源發展速度太慢，則不能滿足我國調整能源結構緊迫形勢的要求。經過一段實踐證明，高度集中開發風電、光電的模式，對裝備工業和設備制造領域帶來跨越式飛速發展，能創造“快”的奇跡。然而設備僅是“工具”，最終要的是新能源電量。目前電網企業在系統安全平穩運行和風電電量消納方面遇到較大困難，出現較多棄風和數次系統穩定事故，使超大規模的集中并網風電對電網運行安全性影響受到高度關注，大量限電使風電項目經濟性降低，風電設備產能大量積壓，產量大起大落。在當前出現較多問題的情況下，即使要繼續原有開發模式，也需要認真總結經驗，盡快解決已經發生的矛盾和問題。這些是當前風電發展速度與前幾年相比，出現放緩局面的原因所在。或者說，出了問題就快不起來了。
如果一臺一臺建設風機，發展速度肯定是太慢了。然而分散的風機可以同時建設，千家萬戶都來建，可謂“聚沙成塔，積少成多”。西班牙國土面積還不到內蒙古的一半，采用比較分散的開發模式，單個風電項目規模都不大，“遍地開花”，發展速度并不慢，風電裝機總量達到了“風電三峽”的規模水平，風電電量占到全部電量的16％，風電運行容量占日負荷比例曾達到創世界紀錄的53％！
以甘肅省為例，該省各地風資源條件都不錯。全省用電環節10千伏配電變電站有12.3萬座，保守地假設，即使其中的90％都不具備建設和接入風機條件，那么可以接入風機的用電變電站還有1.2萬座。如果考慮在每座10千伏用電變附近各建設并接入1臺風機，很快就可以建成1.2萬臺！而現在甘肅全省運行的風電機組數量僅3000多臺。這個設想僅考慮了10千伏一個電壓等級，還有上千座35千伏和110千伏配電設施可以容納更大量風機，消納更多風電電量。甘肅一個用電小省尚且如此，推到全國30個省呢。
隨著我國風電設備技術進步、性價比不斷提高，適合低風速地區的風機發展很快。以往認為平均風速低于每秒6.5米的風能資源沒有開發價值，現在若采用低風速風機，5.5米的風資源都具有了經濟上的可開發性，大大拓展了風力資源開發利用范圍。過去山區、丘陵地帶設備運輸困難，也因有了分段槳葉技術而得到解決。這些都為全國各地分散開發建設風電提供了有利條件。
（四）關于政府補貼政策實施方式問題。
在傳統計劃體制下，國家補貼資源配置要通過行政審批實現。這樣做存在難以避免的弊端：一是政府只能按企業申報的成本進行審批，“高成本批給高額補貼，低成本批給低額補貼”，在機制上不能鼓勵先進；二是有企業為得到更多的建設資金補貼、更高的電價補貼，不再努力控制成本，甚至在建設規模、投產時間和項目財務上作假，既阻礙新能源技術進步，又使補貼政策效率低下；三是人為制訂補貼具體數額，往往跟不上新能源因技術進步和市場供需情況變化帶來的經濟性變化。2009年出現過政府部門公布的補貼資金量高于屋頂光伏工程整體造價的失誤。2011年，與光伏電池快速降價的市場走向相反的高額補貼政策出臺，加上地方的項目核準權限，兩項因素迭加，引發了西部數省區光伏發電脫離中長期規劃和電網建設銜接的爆發性大規模建設熱潮。有的省年內就要投產上百萬千瓦，同時還有數倍規模的項目夜以繼日地施工。再次面對如火如荼的“大躍進”，電網企業全然措手不及，快馬加鞭搶建的光伏電站卻面臨閑置“窩電”的嚴峻形勢。這樣的補貼方式收到適得其反的效果，很容易造成國家財產重大損失。
對于采用競爭辦法確定國家補貼幅度，不少人擔心會導致企業低價搶標，惡性競爭，制造偷工減料，使設備質量低劣，對新能源產業發展產生負面影響。對此有說法將新能源的招投標工作說成：“都是企業不計工本的瞎投標”。這是需要討論的。首先，競爭機制無可厚非，是國家法定鼓勵并規定的市場機制辦法。競爭就是競爭，就是優勝劣汰，從來就沒有判別競爭是“惡性”還是“良性”的標準。世界各國發展新能源普遍引入了競爭機制，不但有效地促進企業技術進步，大幅度提高政府補貼政策效率，用更少的資金獲得更大的效用，還能限制個人行為配置資源的自由裁量權。其次，應當相信優勝劣汰是競爭機制的基本法則，產品質量是企業的生命，盈利是從事競爭性業務企業的目標和動力。如果競爭規則清楚，執行堅決，監管給力，在這種條件下，如果企業還去搞不顧成本的低價搶標，為眼前利益而偷工減料，生產偽劣產品，無異于自絕生路。再者，如果真有所謂“低價搶標”現象，問題根源恐怕是在招投標的法制化管理方面存在漏洞。所以，政府還是應當注重建立和完善競爭機制。
據各方面反映，競爭性招投標工作確實存在一些問題，需要及時改進。例如，招標工作與項目建設在程序上缺乏銜接，許多招標項目在設備簽約后，甚至數年內仍不能具備核準、開工條件，項目用地、海域座標等外部環境發生了變化，尤其是因設備市場價格不斷下降，招標后簽訂的商務合同糾紛越來越多；地方保護現象時有發生，用各種說法和做法代替企業決策，設置某些條件照顧在當地設廠的企業中標，投資方和其他企業對此意見強烈；投標結果執行不堅決，縱容了“找后帳”現象等等。針對這些問題，一是要強調貫徹“政企分開”原則，嚴格區分政府行政行為和企業自主經營活動之間界限；二是要認真執行招投標法，行政機關要帶頭按法律規定程序辦事；三是要加強監管，明確責任，平等對待具備競爭資質條件的所有企業，營造公平競爭的市場環境。
（五）關于“自發自用”電量對電網運營成本的影響問題。
這是電網企業非常關心的問題。有一種看法認為：隨著自發自用電量增加，如果引起電網企業配套設施和運行成本增加，而相應減少了電網系統經營的電量，將使單位電度過網費標準越來越高，最終導致分布式發電不可持續。
深入研究可以看出，這個預計是以當前情況為基礎的靜態分析結果，實際不至如此。因為，隨著就地開發利用新能源電量的比重不斷增加，電網網架結構及其運行管理方式會不斷變化調整，輸電網系統承擔的輸電量和所需電網建設、運行等任務都會相應減輕，建設和經營成本隨之降低，國家給電網企業核定的準許收入總量不會大量增加，單位電度過網費上揚幅度趨于收斂，不存在“發散型”單邊上揚趨勢。
“自發自用”模式是新能源發電、分布式發電的基本存在方式和發展趨勢，國際上已經全面鋪開、蓬勃發展。試想，如果不是在偏遠荒漠地區集中建設太陽能發電裝置，然后再將能量密度如此之低的電量超遠距離送出，而是將這部分投資全部用于各地光伏建筑一體化以及在建筑物屋頂上敷設太陽能電池板，或者在低壓用電變壓器附近建設太陽能發電裝置，所發電量由各地的工商企業、機關學校和居民用戶直接使用，以替代化石能源電量，不就節省了大量輸變電工程投資嗎。
（六）關于積極與慎重的關系問題。
積極態度和無畏意志是做成任何事情的基礎，進取精神十分寶貴。當前我國亟需抓住難得的歷史機遇，盡快在新能源這個新制高點上實現突破。新能源的產業鏈長，對拉動經濟、增加就業作用明顯。所以，地方政府和相關企業發展新能源態度非常積極，由此提出許多加快發展的建議，如：不要爭論，不要怕亂，先干起來，在發展中解決發展過程中的問題等等，其迫切心情都是可以理解的。
然而，發展一個產業的迫切心情以及這個產業能夠給經濟帶來重要貢獻和增加大量就業機會的愿望，并不能代替對該產業各環節“技術可行、經濟合理”的基本要求。每個環節都具備技術的可行性和經濟的合理性，才是該產業鏈正常運轉和健康發展的真正保障。新能源產業投資規模巨大，對包括大量政府補貼資金在內的各類社會資源占用總量巨大，影響范圍很廣，電量還很昂貴。只有這個產業中所有設施都實現了按設計水平正常運行，才能收到拉動經濟、增加就業等期盼效果。不然的話，反而造成全產業鏈更大的損失。
中國經濟社會禁不起“折騰”了。開發利用新能源既要有積極的進取精神，也要有“如履薄冰”、“如臨深淵”那樣的責任感。這兩種精神結合，體現在認真研究問題，尊重科學道理，遵從國家相關法律法規和建設程序，規范地編制和論證建設項目可行性研究報告，切實落實各方面配套條件，高度重視國家對于建設項目“技術可行和經濟合理”的基本要求，銳意改革，及時去除體制機制障礙，建立并完善公開、公平、公正的競爭和比較機制，吸取各方面的經驗教訓，不惑于似是而非的說法，冷卻“大躍進”式的沖動，避免“欲速而不達”的損失，盡可能做到“未雨綢繆而不臨渴掘井”，平心靜氣，踏踏實實，制訂出符合科學規律的、有一定前瞻性的各項政策，真正實現有效地促進新能源產業健康可持續發展。
