近期确定的我国风电上网电价为每千瓦时0.51元到0.61元，尽管随着风电产业发展成本下降，这一价格已经比风电发展初期降低了很多，但仍在全国平均火电上网电价0.37元/千瓦时之上。而刚刚起步的光伏发电成本则更高，即便是此前招标中出现的0.69元/千瓦时的惊人低价，也很难与传统能源发电成本相提并论。

正因为如此，尽管有《可再生能源法》关于电网企业应当优先收购可再生能源电力的规定，但电网接受新能源电力入网的积极性并不高，往往以电网运行“安全高于一切”为由，拒绝或限制新能源电力入网。

以风电为例，截至2008年底，我国已有超过1215万千瓦的风电机组完成吊装，但实际并网发电的风机仅占吊装完成的风电装机总量的73%。2008年全国风力发电平均利用小时数为1432小时，远低于规划的2200小时以及项目的可研报告数值。而近期国家电网公司又抛出风电场接入电网技术规定，给风电入网定下了不少“硬指标”，进一步增加了风电上网的难度。

归根结底，在缺乏适当的激励机制的情况下，电网很难对新能源产生兴趣。对于追求盈利的电网来说，多收一度新能源电力，就意味着少一些利润。更不用说，从去年8月份以来电网企业还在背负着为解决火电企业亏损而单边上调的2分上网电价。

数据显示，2008年，国家电网公司营业收入为1.1556万亿元，但受自然灾害、电价调整等因素影响，完成利润96.6亿元，同比下降近八成。而进入2009年以来，国家电网一直处于亏损状态，上半年累计亏损约170亿元，而业界预计全年亏损额将达到350亿到450亿元。

一边是巨额的亏损，一边是为了接纳新能源发电兴建智能电网所需要的庞大支出，电网企业不堪重负可想而知。提高销售电价，合理调整上网电价，可以在一定程度上缓解电网企业的经营压力，促进其智能电网等工程的建设，从技术上也从资金实力上提高其接收新能源电力的能力。

从另一个角度来看，尽管一次两次的电价上调并不足以抹杀传统能源的成本优势，但至少这一长期趋势可以令新能源企业“少安毋躁”。

此前，光伏企业为了迅速打开市场，获得政策支持，频频爆出诸如“一元工程”、超低招标电价等新闻，反而让政府对真实的光伏发电成本难以确认，甚至有传言称最终的光伏发电上网标杆电价也因此而偏低。正如一位业内专家所言，有关部门之所以会制定相对较低的价格，应该说是光伏企业一手造成的。

事实上，即使不考虑对环境的影响，传统能源受储量和不可再生性的限制，其开发和使用成本将越来越高，未来价格不断上涨是必然趋势。相反，随着技术的不断进步，新能源的成本和价格将不断降低，竞争优势将不断凸显。(本报记者邢佰英 英大证券 卢小兵 )