經濟數據繼續傳來暖意。

中國電力企業聯合會日前對外發布消息稱，預計後三季度全國電力消費需求增速有望總體回升，其中全年全社會用電量可能增長3%-5%，其中上半年增長2%左右。

預計上半年用電量能增2%

一季度，中國工業經濟數據增速進一步放緩，導致一季度第二產業用電同比下降0.6%，特別是重工業和高耗能產業用電下滑明顯。

其中，一季度黑色金屬冶煉和建材行業用電同比分別下降6.8%和4.4%、增速同比分別回落8.5和15.1個百分點，而四大高耗能行業對全社會用電增長的貢獻率為-48.1%。

由於工業增速的放緩，帶動工業利潤增速也走弱。高盛高華首席經濟學家宋宇分析，3月份工業企業利潤數據印證了此前公布的工業活動數據所發出的信號。環比增速較今年前兩個月的極低水平出現改善。但同比增速仍為負值，這可能會令決策層繼續面臨保持寬松立場的壓力。

但中電聯預測，綜合考慮宏觀經濟形勢、氣溫及基數、工商業用電價格下調以及電能替代等因素，預計後三季度用電量增速有望總體回升，預計上半年全社會用電量2.68萬億千瓦時、同比增長2%左右;全年全社會用電量5.69-5.80萬億千瓦時、同比增長3%-5%。

同時，後三季度電力供給環境寬松。預計東北和西北區域電力供應能力富余較多，華東、華中和南方區域供需總體平衡、部分省份供應能力盈余，華北區域供需總體平衡、部分省份供應偏緊。預計全年發電設備利用小時4130小時左右，其中火電設備利用小時將跌破4600小時，再創新低。

建議加快水電、核電建設優化電力結構

中電聯認為，隨著電力供需進一步寬松和電力消費換擋到中速增長，電力行業發展重心從主要解決用電“有沒有”問題轉移到主要解決“好不好”問題，即要著力推動電力結構調整、促進行業提質增效升級。

為此，中電聯建議，在此基礎上，一是提高電力系統調峰電源比重，減輕煤電機組深度調峰負擔，降低煤電機組供電煤耗和汙染物排放，提高各類型電力資產尤其是煤電資產的利用效率和效益。應因地制宜、因技術經濟條件支撐和當地電力供需情況，以環境質量改善為目標，穩妥有序推進大氣汙染物超低排放改造，避免環境效益差、經濟代價大、能源消耗多、帶來二次汙染的超低排放改造。二是加快加大水電和核電建設，提高年度新開工規模中水電和核電比重，既能夠拉動和穩定經濟增長，又能夠有效規避當前供需寬松困局，且能夠確保電力結構綠色轉型和保障電力中長期安全經濟供應。

呼籲加快制定電改實施細則

今年也是中國電力的改革年。新的電改文件確立了管住中間、放開兩頭的體制架構，實行 “三放開、一獨立、三強化”的改革機制。

中電聯呼籲，在試點基礎上，加快研究制定各項改革實施細則和配套文件

首先是按照國家發展改革委的總體部署，按照先試點再推廣原則穩妥有序推進改革。逐步擴大輸配電價改革試點範圍，加快研究制定各項改革實施細則和配套文件。

二是加快建立輔助服務分擔共享新機制。結合近些年日益增大的電網調峰、調頻、 調壓和用戶可中斷負荷等輔助服務新要求，完善並網發電企業輔助服務考核機制和補償機制。根據電網可靠性和服務質量，按照誰受益、誰承擔的原則，建立用戶參與的輔助服務分擔共享機制。用戶可以結合自身負荷特性，自願選擇與發電企業或電網企業簽訂保供電協議、可中斷負荷協議等合同，約定各自的輔助服務權利與義務，承擔必要的輔助服務費用，或按照貢獻獲得相應的經濟補償。

三是加快制定《自備電廠管理辦法》，加強和規範自備電廠監督管理。規範自備電廠準入標準，自備電廠的建設和運行應符合國家能源產業政策和電力規劃布局要求，嚴格執行國家節能和環保排放標準，公平承擔社會責任，履行相應的調峰義務。擁有自備電廠的企業應按規定承擔與自備電廠產業政策相符合的政府性基金、政策性交叉補貼和系統備用費。完善和規範余熱、余壓、余氣、瓦斯抽排等資源綜合利用類自備電廠相關支持政策。

華潤電力董事局主席周俊卿，商界巾幗

“華潤電力從全燃煤發電進入業態多元化，特別是不斷加大可再生清潔能源業務發展，雖然起步晚，但創造了較高的增速，清潔能源占比逐年提高。”華潤電力董事局主席周俊卿日前在接受《第一財經日報》記者專訪時表示。

自2003年登陸聯香港交所，截至2014年底，華潤電力(00836.HK)11年間發電運營權益裝機增長20倍，總資產增長15倍，營業額增長143倍，經營利潤增長117倍。

然而，新電改方案的啟動、燃煤電價的下調以及煤炭市場的持續低迷，對於華潤電力有何影響呢?未來，華潤電力還能維持如此成規模的增長嗎?

煤炭、環保雙承壓

近年來，中國煤炭市場持續低迷，煤炭價格持續走低。

行業的不景氣，使得煤礦開采收入占華潤電力總營收的比重從2011年的13.89%減少到2014年的5.28%。

財報顯示，華潤電力計提減值損失由2013年的約19.97億港元上升205.2%至約60.94億港元，主要是對旗下附屬煤炭公司計提減值約58.07億港元。華潤電力解釋稱：“計提減值的主要原因是政府對煤礦安全生產的要求及環保標準不斷提高，導致礦井前期投入及後續改造投入高於預期;安全環保要求提高，政府對煤礦各類證照的審批更為嚴格，導致礦井基建期延長;煤炭價格持續下降;煤炭市場低迷，部分煤礦緩建或停建”。

2014年底，華潤電力發電廠的運營權益裝機容量較上年底增加16.38%，至3133萬千瓦。其中，煤電運營權益裝機容量達到了27420兆瓦，占華潤電力運營權益裝機容量的87.5%，較上年底下降了0.5個百分點。

另外，國家發改委發布通知，自4月20日起，下調燃煤發電上網電價和工商業用電價格，其中，全國燃煤發電上網電價平均每千瓦時下調約2分錢(含稅)。

一位行業分析人士表示：“燃煤發電上網電價下調後，發電企業會出現效益下滑，進而將負面影響傳導給上遊煤炭企業”。

除了煤炭市場的寒冬，環保升級也對這家傳統電力企業造成諸多困擾。

據記者了解，2014年華潤電力二氧化硫、氮氧化物、煙塵排放量同比下降了25%、46%、47%。

在被問及華潤電力下一步的節能減排工作時，周俊卿向《第一財經日報》記者透露， 2015年上半年將完成廣州南沙項目機組改造工作;下半年江蘇南熱、遼寧盤錦、唐山曹妃甸、山東菏澤、浙江蒼南、湖北二期、河南首陽山7個項目開始實施改造;年內完成其他所有在役機組的技術改造可研方案審查工作，為下一步穩步推進超低排放改造做好充分準備。

華潤電力在湖北的風電廠

繼續發力新能源

在傳統領域蕭條之時，華潤電力選擇了緊跟新能源的浪潮。

華潤電力於2006年開始陸續進入風電、氣電、水電領域開發。目前，可再生能源裝機容量從2006年的1.32萬千瓦增長到2014年的383萬千瓦，八年複合增長率達103%。

2014年底，華潤電力風電、燃氣及水電等新能源運營權益裝機容量達到了3911兆瓦，占公司運營裝機容量的12.5%，同比增長0.5%。

可再生能源收入同比上漲25.9%至45.8億元，占總收入6.5%。2014年，全國風電機組平均利用小時為1905小時。華潤電力旗下風電場主要位於華東、華中、華南等限電較少區域，全年運營的風電場滿負荷平均利用小時達到1989小時，高出全國平均水平84小時。

周俊卿表示：“新能源作為國家支持的產業，未來我們將緊扣國家能源戰略調方向，繼續擴大新能源業務的比重，力爭清潔能源比重再有大幅提升。”

另據記者了解，新電改方案《關於進一步深化電力體制改革的若幹意見(中發【2015】9號)》已在相關單位內部下發。這意味著新一輪的電力改革啟動。

從總體要求上看，將按照整體設計、重點突破、分步實施、有序推進、試點先行的方式展開。從具體實施步驟上看，在輸配電價改革、售電側改革以及組建相對獨立運行的電力交易機構等重大事項上，都會先開展試點工作。

“我們作為發電企業，將會密切關註電力改革的最新政策動向，並開展相關研究工作。”周俊卿說。

中國開始進入“新常態”，經濟增速正由高速轉向中高速，經濟發展方式也從過去追求規模增長轉向質量效益型增長。這對於電力行業影響深遠，周俊卿表示，華潤電力將積極關註國家政策，發掘產業轉移帶動用電量區域變化帶來的市場，大力發展清潔能源，加大環保投入力度。

在國家發改委、能源局等昨日推出了六個電改重量級配套文件後，市場對於國家進行電改的決心與信心又有了充分認識。其中，售電的放開是多個文件中的核心，也是此次改革的重中之重。多位行業內部人士都稱，國家在售電側確定了電網參與、同時引入簡單註冊制的方式，傳遞了“售電市場放開力度大、希望更多參與者”的信號。

售電政策在 《關於推進售電側改革的實施意見》中做了更多明確。

新政指出，售電公司分三類：第一，電網企業的售電公司。第二，社會資本投資增量配電網，擁有配電網運營權的售電公司。第三，獨立的售電公司，不擁有配電網運營權，不承擔保底供電服務。

售電公司以服務用戶為核心，以經濟、優質、安全、環保為經營原則，實行自主經營，自擔風險，自負盈虧，自我約束。鼓勵售電公司提供合同能源管理、綜合節能和用電咨詢等增值服務。同一供電營業區內可以有多個售電公司，但只能有一家公司擁有該配電網經營權，並提供保底供電服務。同一售電公司可在多個供電營業區內售電。發電公司及其他社會資本均可投資成立售電公司。擁有分布式電源的用戶，供水、供氣、供熱等公共服務行業，節能服務公司等均可從事市場化售電業務。

對於售電公司的資產情況，該意見中也提出了各大標準：如資產總額在2千萬元至1億元人民幣的，可以從事年售電量不超過6至30億千瓦時的售電業務;資產總額在1億元至2億元人民幣的，可以從事年售電量不超過30至60億千瓦時的售電業務;資產總額在2億元人民幣以上的，不限制其售電量。

此前，對於電網是否參與售電似乎有些含糊，而新的實施意見中電網進入售電的這一點得到了明確。清華大學的一位專家對此指出，國家明確電網公司可進入釋放了不同信號：第一，售電市場不是一個純粹切分蛋糕的市場。第二，要做好售電市場，要成為一個有意義的、有競爭力的售電公司，更多要在增量上為顧客服務，要超越現有的售電業務才能成為一個成功的售電公司。

申銀萬國分析師韓啟明則告訴《第一財經日報》記者，假設不讓電網公司進入售電，這麽大的利益轉移到社會也並不合適，從安全角度說，電網公司可有售電公司，但要求售電不能與配電網放在一起。

這次實施意見中，並沒有提“售電牌照”，符合市場化要求，體現了國家簡政放權的思路。清華大學前述專家也表示，售電政策所透露出的信號是“放的比較開”。簡單的註冊制代替了售電牌照，且售電公司資質要求也不高(即註冊資金以及專業業務人員)，而這種方式比較好。方正證券分析師朱玥也表示，電力資源和售電渠道上，除了電網和發電企業的第三方暫時難以進入，目前其他主體通過電力服務來切入售電都會較容易。

朱玥也透露，電網公司會參加售電，將會擠壓一部分售電公司市場，但預計改革初期，大部分市場份額仍然會由電網旗下的售電公司、發電企業旗下的售電公司主導，其他企業因競爭力不足可能只會拿到很小的份額。

“不過，售電依然有市場化準入的要求，電力的流動根本還是資本流，需要資金能力隨時進行結付，需要資產保證。此外供電企業做售電，也要有保底服務，提供公共服務的職能，所以要有業務許可證。滿足標準後公示，供電企業的市場進入和退出都有標準化的流程。”韓啟明說道。

事實上，售電不是僅僅做好服務，它也不是一個企業，而是一個屬性。供電企業擁有配電權，用戶側可以通過需求側管理把大家的負荷性平衡起來，平衡用電曲線，降低價格。如果一個售電公司啥都沒有，就難以立足了。

此外，今年6月的征求意見稿中，曾提及售電側改革會首先在完成輸配電價改革梳理的地區來實施，沒有完成的地區暫時以購銷差價代替，但最終稿中的“先後”未存在。朱玥稱，廣東和重慶將作為售電放開的試點地區，那麽這些地區的售電企業，特別是能源集團和發電企業值得關註。

萬眾期待中，電力市場化的構建邁出重要的“第一步”。

11月30日，深化電力體制改革的6個配套文件正式印發，從輸配電價改革、電力市場建設、電力交易機構組建、放開發用電計劃、售電側改革和規範燃煤自備電廠等6大方面為電力市場構建提供了路徑。

國家發改委經濟體制綜合改革司巡視員王強在通氣會上表示，6個配套文件的發布，標誌著新一輪電改開始進入全面實施階段。

華北電力大學曾鳴教授向《第一財經日報》記者表示，此輪電改最大的亮點是售電側改革，通過“管住中間、放開兩頭”，建立真正的電力市場。

2014年，全國發電量達到5.5萬億千瓦時，電網企業售電收入約3萬億元。據此估算，售電側市場開放後將有萬億級的市場空間，原本由電網企業獨享的這部分收入，其他企業終於可以分羹了。

根據《第一財經日報》記者梳理，桂東電力(600310.SH)、粵電力A(000539.SZ)、內蒙華電(600863.SH)、科陸電子(002121.SZ)、比亞迪(002594.SZ)、孚日股份(002083.SZ)、四方股份(601126.SH)等上市公司相繼宣布將涉足售電市場。

掃除市場化障礙

2015年3月，中共中央、國務院發布《關於進一步深化電力體制改革的若幹意見》(下稱“9號文”)啟動新一輪電力體制改革，提出“堅持市場化改革。區分競爭性和壟斷性環節，在發電側和售電側開展有效競爭，培育獨立的市場主體，著力構建主體多元、競爭有序的電力交易格局”。

如果說9號文是新一輪電改的“頂層設計”，那麽此次發布的6個配套文件則是電改落地實施的“操作手冊”。

中國國際經濟交流中心研究員景春梅向《第一財經日報》記者表示，配套文件的印發是為了落實市場化改革，掃清目前與市場化這一大方向不符的體制機制。

以往國內的電力價格由政府核定，電力產業鏈上，發電企業的電量核定上網電價後，由電網企業負責從上網到用戶的整個過程，電價錯綜複雜。輸配售環節由一家公司控制，造成輸配環節的成本十分模糊。

要從現有體制轉變為市場形成價格，輸配電價核定就變得非常關鍵。“單獨核定輸配電價是實現市場化交易的基礎，是放開競爭性業務的前提，對於還原電力商品屬性，全面實現電力體制改革目標具有重要意義。”國家發改委解讀說。

按照《關於推進輸配電價改革的實施意見》，將按照“準許成本加合理收益”原則，核定電網企業準許總收入和分電壓等級輸配電價，建立規則明晰、水平合理、監管有力、科學透明的獨立輸配電價體系。

王強表示，輸配電價核定可以讓電網企業的成本明確化，電網企業的營利機理改變後，未來可以使發電端的成本下降很快傳導到用電端，同時電網企業也可以節約成本，提高效率。如果全國輸配電價下降1分錢，就將給用電端節約40多億元。

原有的發用電計劃也與市場不符，也在放開之列。自備電廠則長期管理比較混亂，很多自備電廠沒有承擔各種電價附加，對建立統一市場不利，“所以在建設市場前，要規範自備電廠運營，讓企業以平等角色參與電力市場。”景春梅說。

電力市場雛形初現

對於目前電力系統的交叉補貼問題，即高工商業電價補貼低居民電價，配套文件也提出，過渡期間，由電網企業申報現有各類用戶電價間交叉補貼數額，經政府價格主管部門審核後通過輸配電價回收。

輸配電價改革後，根據電網各電壓等級的資產、費用、電量、線損率等情況核定分電壓等級輸配電價，測算並單列居民、農業等享受的交叉補貼以及工商業用戶承擔的交叉補貼。

國家還推動輸配電價改革擴圍，開展輸配電價測算，嚴格核減不相關、不合理的投資和成本費用，分類推進交叉補貼改革，明確過渡時期電力直接交易的輸配電價政策。

清理之後，電力市場的建設是關鍵點。華北電力大學王鵬教授曾在“現代能源論壇”上稱，電力實現完全市場化，達到電改目標，至少需要10年時間。

配套文件則勾勒出了電力市場的雛形。輸配電價改革試點以來，據不完全統計，全國已經有超過100家售電公司註冊，希望從電改中分羹。這些公司包括五大發電集團、能源公司以及不相關產業領域的公司，都會活躍在未來的電力市場上。

配套文件對電力市場作了規定，提出電力市場主要由中長期市場和現貨市場構成。中長期市場主要開展多年、年、季、月、周等日以上電能量交易和可中斷負荷、調壓等輔助服務交易。現貨市場主要開展日前、日內、實時電能量交易和備用、調頻等輔助服務交易。

同時提出，條件成熟時，探索開展容量市場、電力期貨和衍生品等交易。“金融衍生品應該及早開發，有交易就會有風險，沒有衍生品企業無法鎖定收益規避風險。”曾鳴分析說，“這需要具體的執行細則作出更明確的規定。沒有金融工具，交易就不能很好開展。”

配套文件還提出，建立相對獨立的電力交易機構，完善跨省跨區電力交易機制，並建立有效的現貨交易機制。省級電力交易機構之外，還將組建國家電網轄區的北京電力交易中心、南方電網區域的廣州電力交易中心，交易中心成為市場交易的載體。

售電業務如何監管待細化

改革會釋放紅利，但相關細則亟待明確。

售電側改革後，參與競爭的售電主體可分為三類：一是電網企業的售電公司;二是社會資本投資增量配電網，擁有配電網運營權的售電公司;三是獨立的售電公司，不擁有配電網運營權，不承擔保底供電服務。未來，公眾和企業購電時的選擇將多元化，可從價格、服務等多方面進行考量。

《關於推進售電側改革的實施意見》明確，電網企業可以參與售電，“電網企業是指擁有輸電網、配電網運營權(包括地方電力公司、躉售縣供電公司)，承擔其供電營業區保底供電服務的企業，履行確保居民、農業、重要公用事業和公益性服務等用電的基本責任。”

此外，當售電公司終止經營或無力提供售電服務時，電網企業在保障電網安全和不影響其他用戶正常供電的前提下，按照規定的程序、內容和質量要求向相關用戶供電，並向不參與市場交易的工商業用戶和無議價能力的用戶供電，按照政府規定收費。若營業區內社會資本投資的配電公司無法履行責任時，由政府指定其他電網企業代為履行。

這意味著電網企業可以參與競爭性售電業務，但保底供電服務的表述也不夠清晰。“擁有電源和配電網的企業擁有優勢，”曾鳴解釋說，“電網企業參與競爭性售電業務，也要接受監管。”可是，從文件委婉的提法中，看不到更多如何監管電網企業售電業務的條文，電網企業輸配業務和競爭性售電公司的“防火墻”也不明晰。

當然，對社會資本而言，資產總額達2000萬元，就可成立售電公司，並從地方政府獲得“牌照”。

界定模糊的，還有交易機構的獨立性。交易機構在市場中有關鍵作用，9號文提出建立相對獨立的交易機構，就產生了“相對獨立”如何界定的問題。

《關於電力交易機構組建和規範運行的實施意見》則更加模糊了這個問題。該配套文件提出，在全國較大範圍內資源優化配置的功能主要通過北京電力交易中心(依托國家電網公司組建)、廣州電力交易中心(依托南方電網公司組建)實現，負責落實國家計劃、地方政府協議，促進市場化跨省跨區交易。同時試點地方以及還未試點地方都可以組建交易中心。

文件還明確規定，電力交易中心是相對獨立的非營利機構，可以采取電網企業相對控股的公司制，或者電網企業子公司制，或者會員制等組織形式。

但相對獨立如何保證、界限在哪里則含糊不清。景春梅說，電網企業相對控股、子公司、會員制的表述看不出交易機構到底獨立不獨立，如果交易機構不能實現獨立，成為電網企業的附屬或關聯平臺，市場化改革就會遇到新的難題。(本報記者董來孝康亦對本文有貢獻)

新一輪電改下，一向靠補貼生存的可再生能源將迎來新的機遇。

日前發布的6個電改配套文件中，再提落實可再生能源全額保障性收購，還提出建立清潔能源優先發電制度。

國家能源局新能源司解讀稱，未來將編制出臺《可再生能源電力全額保障性收購管理辦法》，落實可再生能源優先發電制度，結合市場競爭機制，實現可再生能源發電的全額保障性收購。

從事光伏行業的晉能清潔能源公司總經理楊立友對《第一財經日報》記者稱，新的電改對可再生能源的機會不僅體現在全額收購和優先發電，新能源企業可以進入發電端、輸配電、售電側投資創造了新的機會。

多政策促進新能源消納

新能源消納是一直以來困擾行業發展的難題，多年以來“棄電”沒有得到根本改善。國家能源局統計的數據顯示，今年上半年，全國風電上網電量977億千瓦時，同比增長20.7%，但棄風電量達175億千瓦時，同比增加101億千瓦時，平均棄風率15.2%，同比上升6.8個百分點。

快速發展的光伏發電也開始出現棄光。國家能源局統計數據顯示，2015年上半年全國累計光伏發電量190億千瓦時，棄光電量約18億千瓦時。棄光電量較高的甘肅和新疆，也是風電裝機量大的地區，棄光和棄風出現重合。

中國可再生能源學會副理事長孟憲淦分析，棄光主要是因為開發布局不合理、當地電力消納能力不足、電網建設延遲、外送輸電通道容量有限等。

中國可再生能源學會風能專業委員會秘書長秦海巖此前預測，今年全年棄風率可能會達到20%，造成200億~300億度的電量損失。

針對這些問題，國家能源局新能源司稱將從四個方面促進新能源消納。

首先，《關於有序放開發用電計劃的實施意見》提出“建立優先發電制度。優先安排風能、太陽能、生物質能等可再生能源保障性發電，優先發電容量通過充分安排發電量計劃並嚴格執行予以保障”。

其次，《關於推進電力市場建設的實施意見》提出“形成促進可再生能源利用的市場機制。規劃內的可再生能源優先發電，優先發電合同可轉讓，鼓勵可再生能源參與電力市場，提高可再生能源消納能力。”積極開展跨省跨區輔助服務交易，提高可再生能源消納能力。

三是加強和規範燃煤自備電廠管理，推動可再生能源替代燃煤自備電廠發電。

四是在售電側改革中促進分布式可再生能源的發展，允許擁有分布式可再生能源電源的用戶和企業可從事市場化售電業務。

新能源入市準備不足

新能源司解釋，未來將落實《可再生能源法》關於可再生能源發電全額保障性收購的有關要求，編制出臺《可再生能源電力全額保障性收購管理辦法》，通過落實可再生能源優先發電制度，結合市場競爭機制，實現可再生能源發電的全額保障性收購。

新能源司還表示，《可再生能源電力全額保障性收購管理辦法》將明確保障原則、保障範圍和對可再生能源限發電量的補償機制，通過經濟手段和市場機制促進可再生能源發電的優先上網。

不過一位風電服務行業人士對記者稱，風電企業在目前形勢下進入市場交易難度較大，如果考慮未來補貼不斷下調，風電企業將需要時間承受，文件中提出的優先發電需要看落實和執行情況，目前還無法判斷。

國家能源局新能源司也稱，“單純通過行政手段或市場機制都無法根本解決新能源並網消納問題。”新能源司將在存在新能源限電的地區，通過發電計劃方式優先安排一部分新能源保障性發電量，保障新能源項目合理收益的基本利用小時數。超出保障性範圍的新能源發電量鼓勵參於市場交易，通過市場競爭機制保障優先上網。

上述風電行業行業人士稱，風電成本在不斷下降，但從目前成本看，與煤電差距還是很大，通過市場交易參與競爭的能力有限，而且如果沒有新的機制保證，用戶也不會為高價的新能源埋單。

楊立友分析，新能源未來肯定會持續下降直至無補貼，企業要通過技術進步適應市場形勢。

此外，楊立友說，電改給新能源創造了新的機會，從發電端到輸配電，再到售電側，新能源可以進入全產業鏈，可以為終端用戶提供多種能源管理服務。

不過談及電力市場建設期，本報記者接觸的多名業內人士對新能源參與電力市場交易都存在疑慮，認為長期看新能源要走出補貼模式，其它能源品類的環境成本要體現在價格上，但以當前的成本對比，新能源入市的準備顯然不夠，無法參與市場競爭。