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”。
分散开发的现实优势
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。
目前，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，目前限电竟高达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。然而，为了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。
