近幾年，隨著經濟發展對能源需求的持續旺盛增長，江西省能源結構性矛盾日益凸顯，從長遠來說，能源供給非常緊張。作為一次能源匱乏的江西，可開發的水能資源僅占全國的1.5％，發展水電資源有限，且開發水資源代價大；煤炭儲量只占全國的0.14％，年煤炭自供700萬噸，是全國內陸省份中資源最貧乏省份之一，約三分之二的能源需從外省調入，現在新增火電廠用煤全部依靠外來，平均運輸距離在1500公里以上，是全國電煤運輸距離最遠的省份之一。為保障經濟發展對能源的需求，江西省在著手調整能源結構，努力尋求多元化能源供應渠道時，把大力發展新能源發電項目作為重點來抓。但華中電監局在近期對江西省發展新能源發電項目的深入調查中，卻發現諸多制約新能源發電項目的深層次矛盾亟待關注和解決。江西新能源發電項目發展的具體情況如下。
現狀：裝機規模小投資多元化風電占比大
截至2011年6月底，江西省已建成新能源發電項目13個，總裝機容量12.5322萬千瓦，其中：風力發電3個，裝機8.4萬千瓦；光伏發電5個，裝機0.7388萬千瓦;生物質發電4個，裝機3.1063萬千瓦；垃圾發電1個，裝機0.2871萬千瓦。在建項目5個，裝機10.6563萬千瓦，其中：風力發電1個，裝機4.95萬千瓦；光伏發電1個，裝機0.2萬千瓦；生物質發電2個，裝機3.1063萬千瓦；垃圾發電1個，裝機2.4萬千瓦。新能源發電在江西省的發展呈現以下特點：一是裝機規模較小。
截至2011年6月，江西省新能源發電裝機容量占全省裝機容量的0.9%，新增新能源發電項目裝機容量占同期新增發電容量的9.6%,總體規模仍然十分有限。二是投資主體呈現多元化。已建成的風力發電項目均為中電投江西分公司投資建設，而其它類型新能源發電項目絕大部分為民營企業投資，國有企業更青睞于生產技術和運行維護相對成熟的風力發電項目。三是發電項目以風電為主。在全省新能源裝機容量中風電占67%，風電是江西省新能源發電項目的主力軍。光伏發電都是自發自用。已建成的5個光伏發電項目均為用戶側并網光伏發電示范電站，發出的電力直接被用戶消耗，無多余電量輸送到電網，屬于自發自用。四是對電網運行影響較小。截至2011年6月底，新能源發電項目累計上網電量5.2579億千瓦時。由于發電容量相對較小且分散分布，接入電壓等級較低，因此對電網運行影響不大。
問題：發展滯后接入不配套補貼不到位
（一）新能源發電項目發展相對滯后截至2009年12月底，江西省新能源裝機總容量在華中區域六省市中排名第三，僅次于河南和湖北，但從2010年1月至2011年6月，江西新能源新增發電裝機3.91萬千瓦，占華中區域新能源新增裝機容量的4%，僅超過四川省，遠遠低于其它四省市，發展速度相對滯后。
（二）部分新能源發電項目建設與接入系統建設不同步由于新能源發電項目前期工作流程相對簡單，核準進度快，建設周期相對較短，而電網接入系統在項目審查、方案確定及工程建設方面相對復雜，致使接入系統工程與新能源發電項目建設難以同步完成。同時電網公司很難及時掌握發電項目前期工作進展信息，使電網規劃和建設有時處于非常被動的局面，電網建設難以適應。如中電投江西省新能源公司目前在建的4座風電場，接入系統比風場建設滯后三至四個月，其主要原因為部分風場在核準前已進行了大量前期工作，而自身建設周期較短，加之電網接入系統項目審批手續繁鎖，審批時間長，致使電網企業難以確保送出工程與電源本體工程同步投產。
（三）接網費用補貼規定有待完善國家對風電等新能源發電接入系統工程投資、運行維護等方面的相關規定尚未完善，部分接入系統工程補貼不足影響了電網企業投資建設的積極性。截至2011年6月，江西省電力公司為新能源接入系統已投資3895萬元，而國家僅補貼525.8萬元。風電項目一般遠離負荷中心，其配套接入系統建設工程量大、投資高、線路長、線路利用率低，接入系統工程補貼政策的標準難以滿足部分項目電網投資和運行維護的需要，影響了電力企業建設的積極性。
部分項目電費補貼不及時。部分新能源發電電費補貼大大滯后于電量上網時間，導致發電企業不能及時獲得相應的電價補貼，影響企業的經營效益，部分規模較小的發電企業甚至出現流動資金周轉困難的現象。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多萬電費補貼沒有及時到位，影響了企業正常的生產經營。
建議：完善政策提高補貼加強監管
（一）進一步完善新能源激勵政策由于新能源發電的各項技術仍是發展中的技術，建設成本較高，其在市場中的經濟競爭力較弱，需要繼續加大政策扶持力度，促進新能源發電的持續健康發展。一是將現行可再生能源法規定征收的電價附加資金和國家財政專項資金合并為政府性基金性質的國家可再生能源發展基金，納入國家財政基金管理，為新能源開發利用提供穩定、持續的資金支持渠道；二是加強支持新能源發電發展的財稅政策研究，使新能源發電發展與促進地方經濟發展緊密結合，形成促進區域經濟發展的優勢產業。在江西等內陸省份，由于風電資源有限，機組規模較小加之多建在高山之上，建設成本偏高，建議政府有關部門適當提高內陸地區風電上網電價補貼，或者將隨銷售電價征收的0.008元/千瓦時新能源基金的一半留省級政府，由省級政府按當地新能源發展情況平衡使用；三是新能源電費補貼要及時、足額補貼到位，盡可能縮短結算周期，建議將現行的半年結算改為按季結算，以緩解企業資金壓力。
（二）進一步提高接網電價補貼標準依據國家發改委《可再生能源電價附加收入調配暫行辦法》，目前的接網工程補償標準按照線路長度制定：“50公里以內為每千瓦時1分錢，50～100公里為每千瓦時2分錢，100公里及以上為每千瓦時3分錢”。由于大型新能源發電基地主要分布在地形偏遠、經濟欠發達地區，電能遠距離輸送、送受端電網擴建等配套工程投資巨大，該標準不足以補償電網企業建設新能源接網配套工程建設運行成本。因此，應進一步完善電價補償機制，適當提高新能源接入系統工程造價的補償標準，從而調動電力企業建設的積極性。
（三）進一步加大對新能源并網的監管力度電力監管機構應采取切實措施，強化對新能源并網情況的監管工作。加快研究制定新能源并網調度協議與購售電合同示范文本、新能源并網安全性評價標準及評價管理辦法，從制度上提升新能源并網的監管效力。加強對新能源并網情況的監督檢查力度，定期組織新能源并網情況專項檢查，召開新能源發電企業與電網企業座談會，積極化解新能源發電企業與電網企業的矛盾，促進新能源并網工作有序健康發展。