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（三）接网费用补贴规定有待完善国家对风电等新能源发电接入系统工程投资、运行维护等方面的相关规定尚未完善，部分接入系统工程补贴不足影响了电网企业投资建设的积极性。截至2011年6月，江西省电力公司为新能源接入系统已投资3895万元，而国家仅补贴525.8万元。风电项目一般远离负荷中心，其配套接入系统建设工程量大、投资高、线路长、线路利用率低，接入系统工程补贴政策的标准难以满足部分项目电网投资和运行维护的需要，影响了电力企业建设的积极性。

部分项目电费补贴不及时。部分新能源发电电费补贴大大滞后于电量上网时间，导致发电企业不能及时获得相应的电价补贴，影响企业的经营效益，部分规模较小的发电企业甚至出现流动资金周转困难的现象。江西金佳谷物股份公司自2010年9月16日～2011年10月15日已有900多万电费补贴没有及时到位，影响了企业正常的生产经营。

建议：完善政策提高补贴加强监管

（一）进一步完善新能源激励政策由于新能源发电的各项技术仍是发展中的技术，建设成本较高，其在市场中的经济竞争力较弱，需要继续加大政策扶持力度，促进新能源发电的持续健康发展。一是将现行可再生能源法规定征收的电价附加资金和国家财政专项资金合并为政府性基金性质的国家可再生能源发展基金，纳入国家财政基金管理，为新能源开发利用提供稳定、持续的资金支持渠道；二是加强支持新能源发电发展的财税政策研究，使新能源发电发展与促进地方经济发展紧密结合，形成促进区域经济发展的优势产业。在江西等内陆省份，由于风电资源有限，机组规模较小加之多建在高山之上，建设成本偏高，建议政府有关部门适当提高内陆地区风电上网电价补贴，或者将随销售电价征收的0.008元/千瓦时新能源基金的一半留省级政府，由省级政府按当地新能源发展情况平衡使用；三是新能源电费补贴要及时、足额补贴到位，尽可能缩短结算周期，建议将现行的半年结算改为按季结算，以缓解企业资金压力。

（二）进一步提高接网电价补贴标准依据国家发改委《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》，目前的接网工程补偿标准按照线路长度制定：“50公里以内为每千瓦时1分钱，50～100公里为每千瓦时2分钱，100公里及以上为每千瓦时3分钱”。由于大型新能源发电基地主要分布在地形偏远、经济欠发达地区，电能远距离输送、送受端电网扩建等配套工程投资巨大，该标准不足以补偿电网企业建设新能源接网配套工程建设运行成本。因此，应进一步完善电价补偿机制，适当提高新能源接入系统工程造价的补偿标准，从而调动电力企业建设的积极性。

（三）进一步加大对新能源并网的监管力度电力监管机构应采取切实措施，强化对新能源并网情况的监管工作。加快研究制定新能源并网调度协议与购售电合同示范文本、新能源并网安全性评价标准及评价管理办法，从制度上提升新能源并网的监管效力。加强对新能源并网情况的监督检查力度，定期组织新能源并网情况专项检查，召开新能源发电企业与电网企业座谈会，积极化解新能源发电企业与电网企业的矛盾，促进新能源并网工作有序健康发展。

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