近期確定的我國風電上網電價為每千瓦時0.51元到0.61元，盡管隨著風電產業發展成本下降，這一價格已經比風電發展初期降低了很多，但仍在全國平均火電上網電價0.37元/千瓦時之上。而剛剛起步的光伏發電成本則更高，即便是此前招標中出現的0.69元/千瓦時的驚人低價，也很難與傳統能源發電成本相提并論。

　　正因為如此，盡管有《可再生能源法》關于電網企業應當優先收購可再生能源電力的規定，但電網接受新能源電力入網的積極性并不高，往往以電網運行“安全高于一切”為由，拒絕或限制新能源電力入網。

　　以風電為例，截至2008年底，我國已有超過1215萬千瓦的風電機組完成吊裝，但實際并網發電的風機僅占吊裝完成的風電裝機總量的73%。2008年全國風力發電平均利用小時數為1432小時，遠低于規劃的2200小時以及項目的可研報告數值。而近期國家電網公司又拋出風電場接入電網技術規定，給風電入網定下了不少“硬指標”，進一步增加了風電上網的難度。

　　歸根結底，在缺乏適當的激勵機制的情況下，電網很難對新能源產生興趣。對于追求盈利的電網來說，多收一度新能源電力，就意味著少一些利潤。更不用說，從去年8月份以來電網企業還在背負著為解決火電企業虧損而單邊上調的2分上網電價。

　　數據顯示，2008年，國家電網公司營業收入為1.1556萬億元，但受自然災害、電價調整等因素影響，完成利潤96.6億元，同比下降近八成。而進入2009年以來，國家電網一直處于虧損狀態，上半年累計虧損約170億元，而業界預計全年虧損額將達到350億到450億元。

　　一邊是巨額的虧損，一邊是為了接納新能源發電興建智能電網所需要的龐大支出，電網企業不堪重負可想而知。提高銷售電價，合理調整上網電價，可以在一定程度上緩解電網企業的經營壓力，促進其智能電網等工程的建設，從技術上也從資金實力上提高其接收新能源電力的能力。

　　從另一個角度來看，盡管一次兩次的電價上調并不足以抹殺傳統能源的成本優勢，但至少這一長期趨勢可以令新能源企業“少安毋躁”。

　　此前，光伏企業為了迅速打開市場，獲得政策支持，頻頻爆出諸如“一元工程”、超低招標電價等新聞，反而讓政府對真實的光伏發電成本難以確認，甚至有傳言稱最終的光伏發電上網標桿電價也因此而偏低。正如一位業內專家所言，有關部門之所以會制定相對較低的價格，應該說是光伏企業一手造成的。

　　事實上，即使不考慮對環境的影響，傳統能源受儲量和不可再生性的限制，其開發和使用成本將越來越高，未來價格不斷上漲是必然趨勢。相反，隨著技術的不斷進步，新能源的成本和價格將不斷降低，競爭優勢將不斷凸顯。(本報記者 邢佰英 英大證券 盧小兵 )