記者近日獲悉，發改委近期將出臺《關于完善陸上風電光伏發電上網標桿電價政策的通知》，在10月29日組織了各家發電企業進行討論。在《通知》的討論稿中，提出實行陸上風電、光伏發電的上網標桿電價隨發展規模逐步降低的價格政策。

　　討論稿中的電價調整方案為：2016年全國光伏電站標桿上網電價，在I類資源區的項目將從現行的0.9元/千瓦時下調至0.85元/千瓦時，下調幅度為5.6%；II類資源區將從現行的0.95元/千瓦時下調至0.92元/千瓦時，下調幅度為3%。此后在2017年到2020年逐年遞減，每年遞減幅度為0.03元/千瓦時。

　　I類資源區包括寧夏，青海海西，甘肅嘉峪關、武威、張掖、酒泉、敦煌、金昌，新疆哈密、塔城、阿勒泰、克拉瑪依，內蒙古除赤峰、通遼、興安盟、呼倫貝爾以外的地區。

　　II類資源區包括北京、天津、黑龍江、吉林、遼寧、四川、云南，內蒙古赤峰、通遼、興安盟、呼倫貝爾，河北承德、張家口、唐山、秦皇島，山西大同、朔州、忻州，陜西榆林、延安，青海、甘肅和新疆除I類以外的地區。

　　而除I、II類之外的地區，2016年擬定的光伏電站標桿上網電價從1元/千瓦時下調為0.98元/千瓦時，此后每年遞減0.02元/千瓦時。

　　討論稿中稱，風電、光伏發電項目在投運后執行的上網電價和電價補貼標準期限為20年。今后經營期內出現運行成本大幅降低，相關新能源項目整體收益水平明顯偏高的情況，國家發改委將研究適當降低標桿電價。鼓勵各地通過招標等市場化方式確定新能源項目業務和上網電價，但通過競爭方式形成的上網電價不得高于標桿上網電價水平。

　　來自發改委的人士告訴財新記者，國務院辦公廳于2014年發布的《能源發展戰略行動計劃（2014-2020）》中提出：“到2020年風電發電與煤電上網電價相當，光伏發電與電網銷售電價相當”的要求，此次電價政策調整，主要是要在5年內落實光伏發電平價上網的目標。討論稿中的內容還有待向發電企業等行業相關方征求意見，可能會根據各方意見有所調整，正式的調價方案將在近期公布。

　　此次調價方案中擬定新的標桿電價自2016年1月1日起執行，今后每年1月1日以后備案或核準的光伏發電項目，以及當年1月1日以前備案但于當年4月1日以后投運的光伏發電項目將執行當年的上網標桿電價。這意味著2016年1月前并網的電站將不受新電價政策的影響，而正在建設的電站，或者已經建成但2016年4月后并網的，將執行新的標桿電價。

　　直接受到調價政策影響的是擬建、在建且預計于明年4月之后才能并網的項目，需要對新價格實施后的回報率進行評估，調整投資計劃。聯合光伏首席執行官李原告訴財新記者：總體來說，光伏發電的度電成本受到光照資源、政策等因素影響，一般在0.6-0.8元/千瓦時之間。聯合光伏所收購的電站，一個必要條件是項目已經并網，因此公司目前在運營的項目都不會受到影響。而待新的電價政策出臺之后，未來收購的電站也會按照可能的新電價標準，對收購對價進行調整，保證內部收益率達到9%的必要收購條件。

　　“對行業整體而言，這個調價幅度是可以接受的”，君陽太陽能電力投資有限公司總裁彭立斌表示，“一方面，設定現行價格的時候，光伏電站的造價大約是10元/瓦，現在的造價已經下降了約30%，另一方面由于貸款利率的降低，電站的融資成本也有下降。”

　　“從討論稿來看，中東部省份標桿電價的下調幅度比西部省份的要小，體現了降低西部地區裝機、鼓勵中東部地區電站發展的整體規劃思路，這個價格的調整對中東部的裝機是很大的刺激，通過價格來調整西部電站的容量。目前全國電力供應寬松，西部的電很難外送，而中東部地區基本不會面臨限電的問題，而且可以就地消納，電網損耗少，比西部外送電的整體利用效率更高。”彭立斌指出。

　　根據中國電力企業聯合會的數據，目前全國電力供需總體寬松，發電裝機容量保持較快增長，但發電量增速持續低迷，發電設備累計平均利用小時數降幅擴大。2015年1-9月，全國全社會用電量41344億千瓦時，同比增長0.8%，增速同比回落3個百分點。來自國家能源局的統計指出，目前光伏限電地區主要集中在西部省份。2015年1-9月，全國累計光伏發電量306億千瓦時，棄光電量約30億千瓦時，棄光率為10%；棄光主要發生在甘肅和新疆地區，其中甘肅省棄光電量17.6億千瓦時，棄光率28%，新疆（含兵團）棄光電量10.4億千瓦時，棄光率20%。

　　彭立斌認為，比電價下調更應該關心的是限電和補貼能否發放到位的問題。他說，“如果限電和補貼問題不能解決，即便是現行電價也很難保證電站收益。除了現金流會受到影響，還要增加墊付補貼的財務成本，而這個財務成本能占到補貼收入的12%。如果補貼和限電能解決的話，標桿電價即便下降10%也是沒有問題的”。