(三)电网企业应得收入需予以保障。分散、分布式就近接入交流电力系统的新能源发电装置，其主要特点是规模小、接入电压等级低、电力直接在配电网中消纳，能源利用效率高，有效替代用户使用来自大电网的化石能源发电量。根据国外经验，应当在政府政策支持下，形成千家万户开发利用新能源的局面。企业、机关、商场等公共场所、住宅建筑物、个人用户，都可以根据各自条件，投资自建太阳能、风能、生物质能发电，包括燃气热电冷多联产等各类发电装置，“自发自用为主、多余电力上网、电网平衡调节”，工业和商业企业用电实际支付的电价水平越高，“自发自用”的经济性就越好，对政府补贴依赖就越少。各类企业都可以积极介入，既可作为分布式电源投资方，又可以专业服务公司身份作为微电网小区或用户个体投资新能源发电或成为供电经营承包方。为此，电力法和可再生能源法的相关规定需要根据国际上和我国新能源发展新形势尽快修订。
然而，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“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。因此，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电量，不同意实行这种全世界都已经普及的“自发自用”模式，也在情理之中。那么问题症结在哪里?
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。因此，政府对电网企业的管理和定价方式应与其他从事竞争性业务的发电企业有原则区别，这是“厂网分开”基本原理所在。具体讲，政府对经营自然垄断业务的电网企业定价，要执行“成本加成”模式，还要在各电网企业之间引入经营效率横向比较，根据电网企业经营的资产量、输电量、运营成本和提供公共服务以及普遍服务的需要，单独核定其准许收入总量，然后摊入年度输电量，通过向用电户收取度电过网费形式来实现。在此机制下，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和国务院十年前下发的电力行业市场化改革方案核心内容，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，我国随后的电价市场化改革停滞。
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。这就如同一个人去邻居家串门儿，却必须先开车上大街，缴纳过路费后再绕回来，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分布式新能源和与之相互依存的智能微电网蓬勃发展的时代潮流，我们的电价机制又历史性地落后了“第二大步”。
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