争论一年的陆上风电、光伏标杆上网电价调整终于在2015年最后一刻尘埃落定———陆上风电项目上网标杆电价2016年、2018年一、二、三类资源区分别降低2分钱、3分钱，四类资源区分别降低1分钱、2分钱；2016年光伏发电标杆电价，一、二类资源区分别降低10分钱、7分钱，三类资源区降低2分钱。
已经6年没变的陆上风电和两年没变的光伏上网电价下调是板上钉钉的事，此次调价是行业所广泛预期的政策措施。如今价格下调虽已落定，但相比此前的预期幅度，业内专家普遍认为“较为温和”。“随着风电和光伏并网规模扩大、设备建设成本下降，调价窗口还会逐渐开启。”中国可再生能源学会副理事长孟宪淦在接受记者采访时指出，长期看来，此次降价无疑将推动可再生能源的平价化，并且能够稳定电价两年左右，这是一个必须经历的过程。
解决补贴问题可缓释降价压力
从此次正式公布的降价幅度看，风电基本符合预期，下调幅度略有减少；而一、二类资源区的光伏发电标杆电价下调力度大于此前的讨论稿。
记者了解到，在讨论稿中，2016年光伏电站标杆上网电价一、二类资源区的降价幅度分别为5分钱和3分钱，正式实施时降价幅度却整体扩大了一倍。
孟宪淦表示，光伏下调幅度较大的原因主要有两方面：一是目前光伏电价偏高，调价前三类资源区分别执行每千瓦时0.9元、0.95元、1元的标准，即使在调价后，还是比风电高出近一倍；二是近年来光伏组件和建设成本下降明显，“十二五”以来已降低30%以上。
记者从相关方面获悉，随着光伏组件成本的不断下降，国内西北地区的大型光伏电站已经具备一定的降价空间，其可以承受的下降幅度在15%左右。此次调价，光伏上网电价下调幅度在8%~12.5%，处于企业可承受范围。
业内专家普遍认为，此次调价虽然对光伏下调幅度较大，但对比而言，风电企业压力更甚。“长期来看，此次调价对于风电企业的影响更大一些，光伏发电成本下降空间较大。而风电在未来短期内实现技术突破的可能性很小，风电度电成本已无太大下降空间。”国家发展改革委能源研究所研究员时璟丽坦言。
我国风电与光伏行业从2013年开始触底回升，2014年刚刚踏上逐渐回暖的复苏之路，仍需较宽松的政策环境。再加上严峻的消纳形势、全社会电力需求增速放缓等因素影响，导致风电、光伏装机容量大幅提升的同时，而上网电量却增长有限。此外，业内对可再生能源发展基金资金缺口大、可再生能源补贴到账滞后等方面的顾虑，也是下调幅度比预期要小的缘由。
日前发布的《国家发展改革委关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知》，对于解决可再生能源补贴拖欠问题无疑是一大利好。该通知指出，将居民生活和农业生产以外其他用电征收的可再生能源电价附加征收标准，从每千瓦时1.5分钱提高到1.9分钱。
此外，2015年11月底下发的电改配套文件明确提出，数量庞大的自备电厂自发自用电量应承担缴纳可再生能源附加等政府性基金，各级地方政府均不得随意减免或选择性征收。
调价将引导投资向中东部转移
调价文件下发的那一刻，风电与光伏企业便开始“百般心思”地盘算起来，既得计算电价下降对整体赢利能力产生的影响，又要看看时间节点以便合理安排项目建设进度。
数据或许更为直观。据中国风能协会测算，风电上网电价每降低1分钱，企业内部收益率（IRR）就会下降1个百分点左右。这意味着，降价幅度较大的前三类风资源区项目吸引投资的能力将会有所下降。与此相对的是，山西、安徽、江苏、福建等风资源较好、弃风率较低、项目存量较大的四类资源区投资价值将得以凸显。光伏亦是同样的情况。
不难看出，除了成本下降等客观因素，此次陆上风电和光伏电价调整还传达出另外一层深意，即合理引导可再生能源投资。具体是指，控制风电、光伏大基地装机节奏，支持资源不太丰富的中东部地区发展低风速风电场，倡导分散式开发。“我国局部地区出现了风电、光伏装机发电增长与消纳不匹配的情况，‘三北’地区弃风、弃光限电问题尤为突出。”时璟丽告诉记者，此次通过适当控制降价幅度、差别化调整各资源区电价水平、对已核准项目给予一定建设宽限期等措施，既可以保证投资者获得合理收益，又可以有效引导风电、光伏产业投资和项目合理布局，提高国家可再生能源电价附加资金补贴效率。
根据调价文件，2016年前核准的陆上风电项目，但于2017年底前仍未开工建设的，执行2016年上网标杆电价。这意味着，政策出台前已经核准的项目还有1年的建设期，对于风电建设而言，这一期限较为宽裕。对光伏则给了半年的建设期限，也较为合理。作为市场应激行为的“抢装潮”，尽管还是会如期而至，但也不至于“疯狂”。
值得关注的是，此次调价后，一类资源区的陆上风电项目上网标杆电价将在2018年降至每千瓦时0.44元，而降价后的燃煤发电上网标杆电价在每千瓦时0.4元左右，两者差距进一步缩小。可以预见的是，不管是上网电价还是资金补贴，未来国家对风电和光伏行业的扶持力度不会像起步期那样大了。毕竟，扶持的目的是为了最终能够摆脱扶持。
已经6年没变的陆上风电和两年没变的光伏上网电价下调是板上钉钉的事，此次调价是行业所广泛预期的政策措施。如今价格下调虽已落定，但相比此前的预期幅度，业内专家普遍认为“较为温和”。“随着风电和光伏并网规模扩大、设备建设成本下降，调价窗口还会逐渐开启。”中国可再生能源学会副理事长孟宪淦在接受记者采访时指出，长期看来，此次降价无疑将推动可再生能源的平价化，并且能够稳定电价两年左右，这是一个必须经历的过程。
解决补贴问题可缓释降价压力
从此次正式公布的降价幅度看，风电基本符合预期，下调幅度略有减少；而一、二类资源区的光伏发电标杆电价下调力度大于此前的讨论稿。
记者了解到，在讨论稿中，2016年光伏电站标杆上网电价一、二类资源区的降价幅度分别为5分钱和3分钱，正式实施时降价幅度却整体扩大了一倍。
孟宪淦表示，光伏下调幅度较大的原因主要有两方面：一是目前光伏电价偏高，调价前三类资源区分别执行每千瓦时0.9元、0.95元、1元的标准，即使在调价后，还是比风电高出近一倍；二是近年来光伏组件和建设成本下降明显，“十二五”以来已降低30%以上。
记者从相关方面获悉，随着光伏组件成本的不断下降，国内西北地区的大型光伏电站已经具备一定的降价空间，其可以承受的下降幅度在15%左右。此次调价，光伏上网电价下调幅度在8%~12.5%，处于企业可承受范围。
业内专家普遍认为，此次调价虽然对光伏下调幅度较大，但对比而言，风电企业压力更甚。“长期来看，此次调价对于风电企业的影响更大一些，光伏发电成本下降空间较大。而风电在未来短期内实现技术突破的可能性很小，风电度电成本已无太大下降空间。”国家发展改革委能源研究所研究员时璟丽坦言。
我国风电与光伏行业从2013年开始触底回升，2014年刚刚踏上逐渐回暖的复苏之路，仍需较宽松的政策环境。再加上严峻的消纳形势、全社会电力需求增速放缓等因素影响，导致风电、光伏装机容量大幅提升的同时，而上网电量却增长有限。此外，业内对可再生能源发展基金资金缺口大、可再生能源补贴到账滞后等方面的顾虑，也是下调幅度比预期要小的缘由。
日前发布的《国家发展改革委关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知》，对于解决可再生能源补贴拖欠问题无疑是一大利好。该通知指出，将居民生活和农业生产以外其他用电征收的可再生能源电价附加征收标准，从每千瓦时1.5分钱提高到1.9分钱。
此外，2015年11月底下发的电改配套文件明确提出，数量庞大的自备电厂自发自用电量应承担缴纳可再生能源附加等政府性基金，各级地方政府均不得随意减免或选择性征收。
调价将引导投资向中东部转移
调价文件下发的那一刻，风电与光伏企业便开始“百般心思”地盘算起来，既得计算电价下降对整体赢利能力产生的影响，又要看看时间节点以便合理安排项目建设进度。
数据或许更为直观。据中国风能协会测算，风电上网电价每降低1分钱，企业内部收益率（IRR）就会下降1个百分点左右。这意味着，降价幅度较大的前三类风资源区项目吸引投资的能力将会有所下降。与此相对的是，山西、安徽、江苏、福建等风资源较好、弃风率较低、项目存量较大的四类资源区投资价值将得以凸显。光伏亦是同样的情况。
不难看出，除了成本下降等客观因素，此次陆上风电和光伏电价调整还传达出另外一层深意，即合理引导可再生能源投资。具体是指，控制风电、光伏大基地装机节奏，支持资源不太丰富的中东部地区发展低风速风电场，倡导分散式开发。“我国局部地区出现了风电、光伏装机发电增长与消纳不匹配的情况，‘三北’地区弃风、弃光限电问题尤为突出。”时璟丽告诉记者，此次通过适当控制降价幅度、差别化调整各资源区电价水平、对已核准项目给予一定建设宽限期等措施，既可以保证投资者获得合理收益，又可以有效引导风电、光伏产业投资和项目合理布局，提高国家可再生能源电价附加资金补贴效率。
根据调价文件，2016年前核准的陆上风电项目，但于2017年底前仍未开工建设的，执行2016年上网标杆电价。这意味着，政策出台前已经核准的项目还有1年的建设期，对于风电建设而言，这一期限较为宽裕。对光伏则给了半年的建设期限，也较为合理。作为市场应激行为的“抢装潮”，尽管还是会如期而至，但也不至于“疯狂”。
值得关注的是，此次调价后，一类资源区的陆上风电项目上网标杆电价将在2018年降至每千瓦时0.44元，而降价后的燃煤发电上网标杆电价在每千瓦时0.4元左右，两者差距进一步缩小。可以预见的是，不管是上网电价还是资金补贴，未来国家对风电和光伏行业的扶持力度不会像起步期那样大了。毕竟，扶持的目的是为了最终能够摆脱扶持。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201601/06/176632.html
