12月24日，國家發改委發布《關于完善陸上風電光伏發電上網標桿電價政策的通知》(以下簡稱《通知》)，明確對陸上風電和光伏發電上網標桿電價進行下調。

繼燃煤電價下調之后，陸上風電光伏上網電價下調方案也正式公布。

12月24日，國家發改委發布《關于完善陸上風電光伏發電上網標桿電價政策的通知》(以下簡稱《通知》)，明確對陸上風電和光伏發電上網標桿電價進行下調。

其中，針對陸上風電項目上網標桿電價，2016年、2018年前三類資源區分別降低2分錢、3分錢，四類資源區分別降低1分錢、2分錢。針對光伏發電標桿電價，2016年前兩類資源區分別降低10分錢、7分錢，三類資源區降低2分錢。

“光伏、風電等新能源平價上網是大勢所趨。”國家發改委能源研究所可再生能源發展中心研究員時璟麗告訴21世紀經濟報道記者。根據可再生能源“十三五”規劃的思路，到2020年，風電要實現并網側平價上網，光伏實現用戶側平價上網。

對東部電站更有利

業內普遍認為，本次陸上風電光伏電價下調幅度超出預期。綜合來看，東部電站優勢將更加明顯。

風電前三類資源區集中在內蒙古、新疆、吉林、黑龍江、甘肅、寧夏、河北7個地區，根據《通知》，其上網標桿電價將在2016年降低2分錢，至0.47元、0.5元、0.54元/千瓦時，2018年下調3分錢至0.44元、0.47元、0.51元/千瓦時。第四類資源區2016年、2018年下調后的價格為0.6元、0.58元/千瓦時。

光伏方面，太陽能資源分類一類資源區包括寧夏北部、甘肅北部、新疆東部、青海西部和西藏西部等地，2016年調整后的價格為0.8元/千瓦時;二類資源區包括北京、天津、部分中西部城市，上網電價下調至0.88元/千瓦時;以中國東部地區為主的三類地區則將由現行1元/千瓦時下調至0.98元/千瓦時。

興業證券電力設備與新能源研究員蘇晨向21世紀經濟報道記者指出，本次電價下調一旦落地，將利好東部電站，“給定條件測算出，下調電價后西部電站全投資內部收益率影響2%，而以東部為主的三類資源區收益率下降0.3%。”

考慮到西部限電等問題，東部電站優勢更加明顯。數據顯示，今年1至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10%。棄風與棄光主要發生在甘肅、新疆等地區，其中甘肅省棄光電量17.6億千瓦時，棄光率高達28%。風電方面，21世紀經濟報道記者了解到，目前我國全年棄風量已超過300億千瓦時，接近400億千瓦時。主要的棄風地區亦集中在內蒙古、甘肅等西部地區。

因此，東部電站的優勢體現在所在地區能耗相對較高，可實現可再生能源就近消納。中電聯副秘書長歐陽昌裕表示，今年上半年，河南、湖北、湖南三省的風電利用小時數均在1000小時數以上，未來更具發展潛力。

成本控制是關鍵

“當前，光伏組件價格已下降到每瓦4元以下，光伏電站的造價降到每瓦8元左右，在歐洲和拉美部分國家，光伏已實現平價上網。”天合光能董事長兼首席執行官高紀凡告訴21世紀經濟報道記者。

而根據“十三五”規劃的思路，到2020年風電要實現并網側平價上網，約0.4元/千瓦時，光伏用戶側實現平價上網，約0.6元/千瓦時。

平價上網意味著電價及補貼將逐年下調。據國家能源局統計，截至2014年年底，可再生能源補貼資金缺口累計已超過140億元。2014年，全國并網風電發電量1563億千瓦時，同比增長12.2%，并網太陽能發電量231億千瓦時，同比增長170.8%。但即便全社會用電足額征收可再生能源附加補助資金，2014年僅增長3.8%。

補貼不僅缺口拉大，拖欠現象也日益嚴重，依賴補貼發展可再生能源已不可行。21世紀經濟報道記者了解到，國家最后一批發放的可再生能源補貼時間是2014年8月，補貼2013年8月底前并網的項目。但補貼拖欠1至2年已成為行業常態，截至今年上半年，僅光伏就已拖欠200億元。

因此，在本次可再生能源上網電價下調之后，高效產品的應用將成為行業趨勢，成本控制是企業生死的關鍵。

根據彭博新能源財經數據，中國陸上風電平準度電成本為每兆瓦時77美元，約合人民幣0.5元/千瓦時，太陽能光伏則為109美元，約合人民幣0.7元/千瓦時。

雖然我國風能發電已形成一定規模，但在風電設備制造方面，還缺乏獨立開發的技術，只能與外國合作生產國外設計的產品，這是導致風電成本增高的重要原因。一位不愿具名的風電企業人士告訴21世紀經濟報道記者，如隨著風電技術的提高，大型風電設備制造實現國產化，風電設備價格可由目前8000-10000元/千瓦下降至4000元/千瓦。

光伏方面，技術亦是降低成本的關鍵因素，其中光伏組件轉換效率是問題核心。21世紀經濟報道記者了解到，光伏組件的轉換效率每提高1個百分點，光伏度電成本可降低0.08元左右。

“進一步降低光伏電力成本，達到平價上網，必須以創新為根本動力。”高紀凡表示。