继燃煤电价下调之后，陆上风电、光伏上网电价下调方案也正式公布。
12月24日，国家发展改革委发布《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》(发改价格[2015]3044号)，明确对陆上风电和光伏发电上网标杆电价进行下调。
调价政策指向性明显
业内普遍认为，本次陆上风电、光伏电价下调幅度超出预期。综合来看，东部电站优势将更加明显。
陆上风电前三类资源区电价分别下调2分钱，四类地区下调1分钱。一方面是因为弃风限电问题，政策导向减少前三类地区的建设，给予时间解决弃风限电问题，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。
光伏电价的调整方向也很明显，如下表所示。光伏资源区一类资源区电价下降幅度最大，下调1角钱;二类资源区其次，下调7分钱;三类资源区下降幅度最小，下调2分钱。分布式光伏0.42元/千瓦时的补贴不调整。
降价影响到底有多大
按照国家能源局年初发布的《2014年风电产业监测情况》，全国四类资源区的装机容量分别为2822MW、1921MW、1279MW与3615MW，等效小时数分别为2028h、1739h、1744h与1911h。据此推算，如果风电项目资本金收益率仍保持14%，则风电场单位千瓦造价需满足如下要求：
按照国家能源局发布的《2014中国风电建设统计评价报告》，2014年风电场单位千瓦造价全国平均水平为8618.87元，一至四类风区风电场单位千瓦造价分别为8100元、8300元、 8600元和 9200元。不考虑随技术进步等其他因素造成的成本下降等情况，给定条件：一个装机容量为50MW的风电场，按贷款期限15年、长期利率为4.9%计算，得到四类风区下的风电场财务内部收益率与资本金内部收益率，如下表所示。
由上表可得，下调电价后西部电站全投资内部收益率影响平均2个百分点，而东部地区电站收益率影响较小，约为0.2 %。据有关人士分析，补贴现金流好转有利于提升公司盈利能力，降成本将成为行业主流，高效产品有望持续放量。补贴逐年下调也将有效刺激行业成本下降，2016年行业发展将以高效产品推广应用为龙头。
值得注意的是，甘肃省张掖市与昌吉回族自治州未在“降价”之列。按照2015年的国家发展改革委标杆电价分区，甘肃省张掖市属于Ⅱ类资源区，标杆电价为0.52元/度，但这次调整它被划到了Ⅲ类资源区，2016和2017年的标杆电价又提高到了0.54元/度，重新回到了2009年标杆电价的水平。
与之相比，新疆的昌吉回族自治州价格甚至有所提升。按照2009年和2015年的发展改革委标杆电价分区，该地属Ⅰ类资源区，标杆电价分别为0.51元/度和0.49元/度，但这次调整后也被划到了Ⅲ类资源区，2016和2018年的标杆电价分别为0.54元/度和0.51元/度，短期内比2009年的标杆电价还高出一级，长期来看也只是恢复到2009年的标杆电价水平。
据了解，这两个地区风能资源条件比较差，其中昌吉回族自治州的风电场等级只符合Ⅲ类，与新疆地区动辄Ⅰ类Ⅱ类的风电场等级差异太大。之前的资源区划分过于粗放，仅参考电网规划并按照大的行政区域进行了划分，因此出现了这两个风况不好的地区被划分至Ⅰ类资源区的情况。
解决限电补贴难题是关键
多位业内人士指出，“十三五”光伏、风电等新能源实现平价上网是既定目标，此次电价下调在意料之中，但幅度有点超出预期，对风电、光伏行业冲击比较大。长远来看，可再生能源必须实现平价上网才有竞争力。然而，需要配套解决补贴拖欠和“弃风限电”两大难题，否则行业发展将面临困局。
据了解，目前我国全年弃风量已近400亿千瓦时，主要的弃风地区亦集中在内蒙古、甘肃等西部地区。今年以来，甘肃、新疆等多地“弃光”、“弃风”现象进一步恶化，限电率从之前的50%上升到70%，严重时甚至达到80%。
考虑到西部限电等问题，东部电站优势更加明显。业内人士分析，通过降电价、提高可再生能源附加解决补贴拖欠问题，提升新能源行业长期竞争力，倒逼成本下降，推动平价上网。政策导向扶持中东部电站，可减少西部开发压力，缓解弃风限电。同时，电价的下调可以在一定程度上遏制对规模的盲目追求，迫使投资者更为理性地作出决定。
国家发展改革委《通知》中特别提到，调整后的标杆电价政策仍将对新能源产业保持较强的支持力度。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。
“光伏、风电等新能源平价上网是大势所趋。”国家发展改革委能源研究所可再生能源发展中心研究员时璟丽称道。根据可再生能源“十三五”规划的思路，到2020年风电要实现并网侧平价上网，约0.4元/千瓦时，光伏用户侧实现平价上网，约0.6元/千瓦时。
本文整合了风电峰观察、上海证券报、每日经济新闻、经济参考报、21世纪经济报道的相关报道。
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