新能源脱困重在培育市场需求

在经历了此前的“高歌猛进”后，我国新能源产业一转身却暴露出诸多问题，包括：国内企业未掌握核心技术、盲目上马项目导致分布不合理及产能过剩、电网建设水平落后、并网标准低等。于是，继风电并网难成为制约风电发展的瓶颈之后，光伏产业同样遭遇“伏击”，多晶硅价格的暴跌让众多小企业面临巨额投资血本无归的境地。
　　有识之士指出，这些问题都只是新能源行业发展的表面症状，“病根”在于我国发展新能源的终端市场需求相对匮乏，发展新能源的成本依旧太高。因此，着力培育新能源市场需求，或应是新能源发展战略的重中之重。
　　一开始，市场只是集中注意到发电侧的成本高昂，但如今，输电侧即电网企业配合新能源发展需要的成本也开始浮出水面，例如智能电网建设、配网建设、调峰电源建设等都需要资金来补缺。面对高企的应用成本，要么通过巨额财政补贴解决；要么理顺电价形成机制，让成本向终端传导，即涨电价。但这两条路目前看来都有很大难度。
　　以光伏产业为例，尽管此次作为光伏发电原材料的多晶硅价格暴跌至７０美元／公斤，逼近国内生产商的成本，被认为是加速光伏发电在国内普及的利好消息，但实际算来，光伏发电的成本依然比传统发电高出一大截。此前，敦煌光伏并网发电示范工程的首个中标价为１.０９元／千瓦时，而传统火电成本约为０.３元／千瓦时。
　　目前国家正在大力支持新能源发展，频繁出台政策予以财政支持，如确定风电标杆电价以及太阳能屋顶补贴政策等，但基本都集中在缓解发电侧压力，对于输电侧的成本，暂时尚无明确的“埋单者”。
　　而这部分成本，将再度被分摊到发电企业、输电企业、用电终端身上。例如国家电网出台的风电、光伏发电并网技术规定，一定程度上将增加发电侧的成本压力。在新能源发展初期，电网满足新能源并网以及输送的问题并未被充分重视，因此，大批项目落地后却面临“发电容易送电难”的尴尬。随着新能源并网比例的提高，发电输电不配套的问题将更加突出。
　　既然发电侧和输电侧的成本难以压缩，而单纯依靠国家的财政支持优惠政策维持行业发展也不现实，再来看看从销售终端传导成本的路径是否可行。
　　目前，国家为了支持可再生能源发展，建立了可再生能源电价附加资金制度，每千瓦时征收２厘钱，附加在电网企业的销售电价中征收，今年预计共征收４５亿元左右。在可再生能源比例占能源总量比例偏低的情况下，消费终端对这一附加没有太多感受，但如果可再生能源占比逐步提高，可再生能源附加额也将增加。有专家测算，如果风电装机达到1亿千瓦，即占到能源总量的7%左右，仅风电部分的输电侧成本就将增加３０００－４５００亿元，这笔资金也有可能被分摊到终端用户。
　　其实，成本高企的深层次原因在于竞争不充分、市场不成熟、核心技术缺失。有观点认为，最初我国蜂拥上马多晶硅项目时，只是看到了暴利诱惑，并未考虑到市场需求，我国的光伏产业一直存在着“技术在外、市场在外”的问题，无论国内的光伏产业如何红火，其终端消费市场却只有很小一部分在国内，国外市场波动的风险一直存在。风电的发展也面临同样的问题，只是致力于风电“圈地”的多是实力较强的国企，对盈利的敏感程度不算高，需求缺失的隐患多少被掩盖了。
　　没有需求呼应，又怎能期待成本快速回落？发展新能源，在解决上网电价、并网标准等燃眉之急的同时，也不妨从培育国内市场需求着手稳住新能源的“根基”。