財新記者近日獲悉，發(fā)改委近期將出臺《關(guān)于完善陸上風電光伏發(fā)電上網(wǎng)標桿電價政策的通知》，在10月29日組織了各家發(fā)電企業(yè)進行討論。在《通知》的討論稿中，提出實行陸上風電、光伏發(fā)電的上網(wǎng)標桿電價隨發(fā)展規(guī)模逐步降低的價格政策。

討論稿中的電價調(diào)整方案為：2016年全國光伏電站標桿上網(wǎng)電價，在I類資源區(qū)的項目將從現(xiàn)行的0.9元/千瓦時下調(diào)至0.85元/千瓦時，下調(diào)幅度為5.6%；II類資源區(qū)將從現(xiàn)行的0.95元/千瓦時下調(diào)至0.92元/千瓦時，下調(diào)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(qū)包括寧夏，青海海西，甘肅嘉峪關(guān)、武威、張掖、酒泉、敦煌、金昌，新疆哈密、塔城、阿勒泰、克拉瑪依，內(nèi)蒙古除赤峰、通遼、興安盟、呼倫貝爾以外的地區(qū)。

II類資源區(qū)包括北京、天津、黑龍江、吉林、遼寧、四川、云南，內(nèi)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(qū)。

而除I、II類之外的地區(qū)，2016年擬定的光伏電站標桿上網(wǎng)電價從1元/千瓦時下調(diào)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(fā)電項目在投運后執(zhí)行的上網(wǎng)電價和電價補貼標準期限為20年。今后經(jīng)營期內(nèi)出現(xiàn)運行成本大幅降低，相關(guān)新能源項目整體收益水平明顯偏高的情況，國家發(fā)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(yè)務和上網(wǎng)電價，但通過競爭方式形成的上網(wǎng)電價不得高于標桿上網(wǎng)電價水平。

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

此次調(diào)價方案中擬定新的標桿電價自2016年1月1日起執(zhí)行，今后每年1月1日以后備案或核準的光伏發(fā)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(fā)電項目將執(zhí)行當年的上網(wǎng)標桿電價。這意味著2016年1月前并網(wǎng)的電站將不受新電價政策的影響，而正在建設(shè)的電站，或者已經(jīng)建成但2016年4月后并網(wǎng)的，將執(zhí)行新的標桿電價。

直接受到調(diào)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(wǎng)的項目，需要對新價格實施后的回報率進行評估，調(diào)整投資計劃。聯(lián)合光伏首席執(zhí)行官李原告訴財新記者：總體來說，光伏發(fā)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(lián)合光伏所收購的電站，一個必要條件是項目已經(jīng)并網(wǎng)，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(diào)整，保證內(nèi)部收益率達到9%的必要收購條件。

“對行業(yè)整體而言，這個調(diào)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(shè)定現(xiàn)行價格的時候，光伏電站的造價大約是10元/瓦，現(xiàn)在的造價已經(jīng)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(diào)幅度比西部省份的要小，體現(xiàn)了降低西部地區(qū)裝機、鼓勵中東部地區(qū)電站發(fā)展的整體規(guī)劃思路，這個價格的調(diào)整對中東部的裝機是很大的刺激，通過價格來調(diào)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(qū)基本不會面臨限電的問題，而且可以就地消納，電網(wǎng)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(jù)中國電力企業(yè)聯(lián)合會的數(shù)據(jù)，目前全國電力供需總體寬松，發(fā)電裝機容量保持較快增長，但發(fā)電量增速持續(xù)低迷，發(fā)電設(shè)備累計平均利用小時數(shù)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(tǒng)計指出，目前光伏限電地區(qū)主要集中在西部省份。2015年1-9月，全國累計光伏發(fā)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(fā)生在甘肅和新疆地區(qū)，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(diào)更應該關(guān)心的是限電和補貼能否發(fā)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(xiàn)行電價也很難保證電站收益。除了現(xiàn)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”。

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