整体调价

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ink"光伏发电标杆电价，一类、二类资源区分别降低1角钱、7分钱，三类资源区降低2分钱。值得注意的是，调价后，一类资源区的陆上
风电项目上网标杆电价将在2018年达到0.44元，而今年调整后的燃煤发电上网标杆电价也不过0.4元左右，两者差距进一步缩小。对于本次调价的幅度，厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强认为非常温和。他对记者

区以不同的调价幅度，指向性明显。光伏资源区一类资源区电价下调幅度最大，由0.9元/千瓦时下调到0.8元/千瓦时，二类资源区其次，下调幅度由0.95元/千瓦时下调到0.88元/千瓦时，三类资源区几乎没有
解决弃风限电问题，使得风电建设导向不限电地区；另一方面，四类资源区的开发难度越来越大，降价幅度太大也不利于风电行业整体的发展。 3.减轻财政负担、解决补贴拖欠 降电价一方面是为了减轻

月1日起电价分别为1.0元/度和0.9元/度。　　图3.可再生能源行业发展模式2.政策导向性明显从目前媒体公布的政策来看，政策给予不同的资源区以不同的调价幅度，指向性明显。光伏资源区一类资源区电价下调
难度越来越大，降价幅度太大也不利于风电行业整体的发展。3.减轻财政负担、解决补贴拖欠降电价一方面是为了减轻财政负担；另一方面也是为了解决补贴拖欠问题。根据之前获得的信息，国家发改委、财政部等主要部门

，从整体上降低度电成本。这类高效产品的推广应用将进一步降低光伏的成本。我们以16年调价后电价计算，假设一类、二类、三类资源区年有效发电小时分别为1500、1300、1100小时，EPC成本从7.5元

千瓦时0.49元、0.52元和0.56元;第IV类资源区风电标杆上网电价维持现行每千瓦时0.61元不变。云南属于Ⅳ类资源区，本次调价对云南地区的风电建设投资收益没有影响(见表1)。 表1：2014年调整
整体上风电运行情况非常好。 综合以上数据和分析，云南省风能资源主要集中于中北部地区，特别是中部地区地势平坦，有利于风电较大规模的开发，南部风资源较差;从历史数据看，风电项目有很好的经济效益。风电项目

太阳能供应链中供应相对紧张的区段，价格持续上涨。但若下游客户出现跌价，身处中游的硅片只能相应回调价格。 受限于需求低迷，单晶硅片今年面临库存压力。EnergyTrend预估后续整体产能扩充后成本将更具
整体中下游虽供应紧张，多数厂商仍稼动全开因应能见度极高的订单，预估此状况可望延续至明年第一季。 明年初东南亚等地扩充的电池片、组件新产能都将陆续开出，加上需求大国（中、美、日、英）持续下调对

状态，然而今明两年厂商扩产计划不明显，成明年太阳能供应链中供应相对紧张的区段，价格持续上涨。但若下游客户出现跌价，身处中游的硅片只能相应回调价格。 　　 　　受限于需求低迷，单晶硅片今年面临库存压力
。EnergyTrend预估后续整体产能扩充后成本将更具竞争力，2016年单晶硅片将出现压低价格以和多晶硅片抢市的情况，价格跌幅相对明显。 　　 　　下游涨势受压抑，农历年后供应链价格将下滑

太阳能供应链中供应相对紧张的区段，价格持续上涨。但若下游客户出现跌价，身处中游的硅片只能相应回调价格。 受限于需求低迷，单晶硅片今年面临库存压力。EnergyTrend预估后续整体产能扩充后成本将更具
整体中下游虽供应紧张，多数厂商仍稼动全开因应能见度极高的订单，预估此状况可望延续至明年第一季。 明年初东南亚等地扩充的电池片、组件新产能都将陆续开出，加上需求大国（中、美、日、英）持续下调对

供应链中供应相对紧张的区段，价格持续上涨。但若下游客户出现跌价，身处中游的硅片只能相应回调价格。受限于需求低迷，单晶硅片今年面临库存压力。EnergyTrend预估后续整体产能扩充后成本将更具竞争力
，2016年单晶硅片将出现压低价格以和多晶硅片抢市的情况，价格跌幅相对明显。下游涨势受压抑，农历年后供应链价格将下滑第四季的火热需求将电池片及组件推升至久违的供需平衡，价格节节上升，因此整体中下游虽供应

成本大幅降低，相关新能源项目整体收益水平明显偏高的情况，国家发改委将研究适当降低标杆电价。 同时鼓励各地通过招标等市场化方式确定新能源项目业务和上网电价，但通过竞争方式形成的上网电价不得高于标杆
营运商的光伏补贴拖欠额度已超过100亿元。补贴不到位，必然加大企业的生存压力。 整体而言，如果限电和补贴问题不能解决，即便是现行电价也很难保证电站收益。除了现金流会受到影响，还要增加垫付补贴的财务成本