記者了解到，在討論稿中，2016年光伏電站標桿上網電價一、二類資源區的降價幅度分別為5分錢和3分錢，正式實施時降價幅度卻整體擴大了一倍。
孟憲淦表示，光伏下調幅度較大的原因主要有兩方面：一是目前光伏電價偏高，調價前三類資源區分別執行每千瓦時0.9元、0.95元、1元的標準，即使在調價后，還是比風電高出近一倍;二是近年來光伏組件和建設成本下降明顯，“十二五”以來已降低30%以上。
記者從相關方面獲悉，隨著光伏組件成本的不斷下降，國內西北地區的大型光伏電站已經具備一定的降價空間，其可以承受的下降幅度在15%左右。此次調價，光伏上網電價下調幅度在8%~12.5%，處于企業可承受范圍。
業內專家普遍認為，此次調價雖然對光伏下調幅度較大，但對比而言，風電企業壓力更甚。
“長期來看，此次調價對于風電企業的影響更大一些，光伏發電成本下降空間較大。而風電在未來短期內實現技術突破的可能性很小，風電度電成本已無太大下降空間。”國家發展改革委能源研究所研究員時璟麗坦言。
我國風電與光伏行業從2013年開始觸底回升，2014年剛剛踏上逐漸回暖的復蘇之路，仍需較寬松的政策環境。再加上嚴峻的消納形勢、全社會電力需求增速放緩等因素影響，導致風電、光伏裝機容量大幅提升的同時，而上網電量卻增長有限。此外，業內對可再生能源發展基金資金缺口大、可再生能源補貼到賬滯后等方面的顧慮，也是下調幅度比預期要小的緣由。
日前發布的《國家發展改革委關于降低燃煤發電上網電價和一般工商業用電價格的通知》，對于解決可再生能源補貼拖欠問題無疑是一大利好。該通知指出，將居民生活和農業生產以外其他用電征收的可再生能源電價附加征收標準，從每千瓦時1.5分錢提高到1.9分錢。
此外，2015年11月底下發的電改配套文件明確提出，數量龐大的自備電廠自發自用電量應承擔繳納可再生能源附加等政府性基金，各級地方政府均不得隨意減免或選擇性征收。
調價將引導投資向中東部轉移
調價文件下發的那一刻，風電與光伏企業便開始“百般心思”地盤算起來，既得計算電價下降對整體贏利能力產生的影響，又要看看時間節點以便合理安排項目建設進度。
數據或許更為直觀。據中國風能協會測算，風電上網電價每降低1分錢，企業內部收益率(IRR)就會下降1個百分點左右。這意味著，降價幅度較大的前三類風資源區項目吸引投資的能力將會有所下降。與此相對的是，山西、安徽、江蘇、福建等風資源較好、棄風率較低、項目存量較大的四類資源區投資價值將得以凸顯。光 伏亦是同樣的情況。
不難看出，除了成本下降等客觀因素，此次陸上風電和光伏電價調整還傳達出另外一層深意，即合理引導可再生能源投資。具體是指，控制風電、光伏大基地裝機節奏，支持資源不太豐富的中東部地區發展低風速風電場，倡導分散式開發。
“我國局部地區出現了風電、光伏裝機發電增長與消納不匹配的情況，‘三北’地區棄風、棄光限電問題尤為突出。”時璟麗告訴記者，此次通過適當控制降價幅度、差別化調整各資源區電價水平、對已核準項目給予一定建設寬限期等措施，既可以保證投資者獲得合理收益，又可以有效引導風電、光伏產業投資和項目合理布局，提高國家可再生能源電價附加資金補貼效率。
根據調價文件，2016年前核準的陸上風電項目，但于2017年底前仍未開工建設的，執行2016年上網標桿電價。這意味著，政策出臺前已經核準的項目還有1年的建設期，對于風電建設而言，這一期限較為寬裕。對光伏則給了半年的建設期限，也較為合理。作為市場應激行為的“搶裝潮”，盡管還是會如期而至，但也不至于“瘋狂”。
值得關注的是，此次調價后，一類資源區的陸上風電項目上網標桿電價將在2018年降至每千瓦時0.44元，而降價后的燃煤發電上網標桿電價在每千瓦時0.4元左右，兩者差距進一步縮小。可以預見的是，不管是上網電價還是資金補貼，未來國家對風電和光伏行業的扶持力度不會像起步期那樣大了。畢竟，扶持的目的是為了最終能夠擺脫扶持。
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