根據(jù)有關報道，新一輪電價上調在即，包括銷售電價整體上調和上網電價區(qū)域性升降。就目前來看，電網高價收購新能源的動力不足，而銷售電價上調有助于增加電網收益，解決其建設智能電網的資金需求，為新能源的大規(guī)模發(fā)展鋪路。從長期來看，傳統(tǒng)能源價格上漲的趨勢將逐漸凸顯出新能源的優(yōu)勢。

    新能源產業(yè)在起步階段，由于發(fā)電成本較高，上網電價也高于傳統(tǒng)能源發(fā)電，因而不具有競爭力。而我國能源價格總體仍低于國際水平，尤其是電價，與國際價格水平差距較大，這就使得我國新能源的成本劣勢更加顯著。

    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(yè)發(fā)展成本下降，這一價格已經比風電發(fā)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(fā)電成本則更高，即便是此前招標中出現(xiàn)的0.69元/千瓦時的驚人低價，也很難與傳統(tǒng)能源發(fā)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(yè)應當優(yōu)先收購可再生能源電力的規(guī)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(fā)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(fā)電平均利用小時數(shù)為1432小時，遠低于規(guī)劃的2200小時以及項目的可研報告數(shù)值。而近期國家電網公司又拋出風電場接入電網技術規(guī)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?shù)募�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(yè)還在背負著為解決火電企業(yè)虧損而單邊上調的2分上網電價。

    數(shù)據(jù)顯示，2008年，國家電網公司營業(yè)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(tài)，上半年累計虧損約170億元，而業(yè)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(fā)電興建智能電網所需要的龐大支出，電網企業(yè)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(yè)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(tǒng)能源的成本優(yōu)勢，但至少這一長期趨勢可以令新能源企業(yè)“少安毋躁”。

    此前，光伏企業(yè)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(fā)電成本難以確認，甚至有傳言稱最終的光伏發(fā)電上網標桿電價也因此而偏低。正如一位業(yè)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(yè)一手造成的。

    事實上，即使不考慮對環(huán)境的影響，傳統(tǒng)能源受儲量和不可再生性的限制，其開發(fā)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(yōu)勢將不斷凸顯。