近几年，随着经济发展对能源需求的持续旺盛增长，江西省能源结构性矛盾日益凸显，从长远来说，能源供给非常紧张。作为一次能源匮乏的江西，可开发的水能资源仅占全国的1.5％，发展水电资源有限，且开发水资源代价大；煤炭储量只占全国的0.14％，年煤炭自供700万吨，是全国内陆省份中资源最贫乏省份之一，约三分之二的能源需从外省调入，现在新增火电厂用煤全部依靠外来，平均运输距离在1500公里以上，是全国电煤运输距离最远的省份之一。为保障经济发展对能源的需求，江西省在着手调整能源结构，努力寻求多元化能源供应渠道时，把大力发展新能源发电项目作为重点来抓。但华中电监局在近期对江西省发展新能源发电项目的深入调查中，却发现诸多制约新能源发电项目的深层次矛盾亟待关注和解决。江西新能源发电项目发展的具体情况如下。
现状：装机规模小投资多元化风电占比大
截至2011年6月底，江西省已建成新能源发电项目13个，总装机容量12.5322万千瓦，其中：风力发电3个，装机8.4万千瓦；光伏发电5个，装机0.7388万千瓦;生物质发电4个，装机3.1063万千瓦；垃圾发电1个，装机0.2871万千瓦。在建项目5个，装机10.6563万千瓦，其中：风力发电1个，装机4.95万千瓦；光伏发电1个，装机0.2万千瓦；生物质发电2个，装机3.1063万千瓦；垃圾发电1个，装机2.4万千瓦。新能源发电在江西省的发展呈现以下特点：一是装机规模较小。
截至2011年6月，江西省新能源发电装机容量占全省装机容量的0.9%，新增新能源发电项目装机容量占同期新增发电容量的9.6%,总体规模仍然十分有限。二是投资主体呈现多元化。已建成的风力发电项目均为中电投江西分公司投资建设，而其它类型新能源发电项目绝大部分为民营企业投资，国有企业更青睐于生产技术和运行维护相对成熟的风力发电项目。三是发电项目以风电为主。在全省新能源装机容量中风电占67%，风电是江西省新能源发电项目的主力军。光伏发电都是自发自用。已建成的5个光伏发电项目均为用户侧并网光伏发电示范电站，发出的电力直接被用户消耗，无多余电量输送到电网，属于自发自用。四是对电网运行影响较小。截至2011年6月底，新能源发电项目累计上网电量5.2579亿千瓦时。由于发电容量相对较小且分散分布，接入电压等级较低，因此对电网运行影响不大。
问题：发展滞后接入不配套补贴不到位
（一）新能源发电项目发展相对滞后截至2009年12月底，江西省新能源装机总容量在华中区域六省市中排名第三，仅次于河南和湖北，但从2010年1月至2011年6月，江西新能源新增发电装机3.91万千瓦，占华中区域新能源新增装机容量的4%，仅超过四川省，远远低于其它四省市，发展速度相对滞后。
（二）部分新能源发电项目建设与接入系统建设不同步由于新能源发电项目前期工作流程相对简单，核准进度快，建设周期相对较短，而电网接入系统在项目审查、方案确定及工程建设方面相对复杂，致使接入系统工程与新能源发电项目建设难以同步完成。同时电网公司很难及时掌握发电项目前期工作进展信息，使电网规划和建设有时处于非常被动的局面，电网建设难以适应。如中电投江西省新能源公司目前在建的4座风电场，接入系统比风场建设滞后三至四个月，其主要原因为部分风场在核准前已进行了大量前期工作，而自身建设周期较短，加之电网接入系统项目审批手续繁锁，审批时间长，致使电网企业难以确保送出工程与电源本体工程同步投产。
（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。