風電光伏下調上網標桿電價的傳言終于做實。12月24日，國家發改委正式下發《關于完善陸上風電、光伏發電上網標桿電價政策的通知》（發改價格[2015]3044號）（以下簡稱《通知》），對新建陸上風電和光伏發電上網標桿電價政策進行了調整。
《通知》稱，將實行陸上風電、光伏發電（光伏電站，下同）上網標桿電價隨發展規模逐步降低的價格政策。為使投資預期明確，陸上風電一并確定2016年和2018年標桿電價；光伏發電先確定2016年標桿電價，2017年以后的價格另行制定。
其中，2016年、2018年一類、二類、三類資源區的陸上風電項目上網標桿電價分別降低2分錢、3分錢，四類資源區分別降低1分錢、2分錢；對光伏發電標桿電價，2016年一類、二類資源區分別降低10分錢、7分錢，三類資源區降低2分錢。
對利用建筑物屋頂及附屬場所建設的分布式光伏發電項目，在項目備案時允許選擇“自發自用、余電上網”或“全額上網”兩種模式之一；其中，按“自發自用、余電上網”模式執行的項目，在出現用電負荷顯著減少（含消失）或供用電關系無法履行的情況下，僅允許變更一次“全額上網”模式，所發電量按照當地光伏電站上網標桿電價進行收購，對已選擇“全額上網”模式不得再變更回“自發自用、余電上網”模式。
《通知》還規定了陸上風電、光伏發電上網電價在當地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫、脫硝、除塵）以內的部分，由當地省級電網結算，高出部分通過國家可再生能源發展基金予以補貼。鼓勵各地通過招標等市場競爭方式確定陸上風電、光伏發電等新能源項目業主和上網電價，但通過市場競爭方式形成的上網電價不得高于國家規定的同類陸上風電、光伏發電項目當地上網標桿電價水平。
與此同時，發改委要求各級價格主管部門加強對陸上風電和光伏發電上網電價執行和電價附加補貼結算的監管，督促相關上網電價政策執行到位。各陸上風電、光伏發電企業和電網企業必須真實、完整地記載和保存相關發電項目上網交易電量、價格和補貼金額等資料，接受有關部門監督檢查。
該《通知》一經下發，即引發業內的廣泛關注。
有業內專家在接受本報記者采訪時表示，電價政策作為最重要的激勵手段，在風電和光伏產業的發展中起到了關鍵作用。以風電為例，自2009年公布全國上網標桿電價后，我國風電產業實現了快速增長，年新增裝機均超過1200萬千瓦，增長規模連續多年位居全球第一，累計裝機容量和發電量也均居全球首位。
該人士表示，為保持風電與光伏產業持續健康發展，應給風電企業保留合理的利潤空間。根據目前風電項目投資回報特點，資本金內部收益率在8%即可保證項目保本微利，較好的投資回報則需要資本金內部收益率達到10%以上。
“理論上講，我國陸上風電總體上確實存在盈利空間，如果棄風不嚴重，上網電價降2分錢問題還不是很大。”該人士說。
以風能資源條件較好的“三北地區”為例，按照現行電價0.49/千瓦時、0.52/千瓦時、0.56元/千瓦時和平均千瓦造價8500元計算，要保證8%的內部收益率，年利用小時數至少要分別達到2200、2050和1910小時。但現實中，上述地區卻是棄風限電的重災區，Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區各省份2014年風電實際年利用小時數大多在1500小時到1800小時之間，企業基本都處于虧損狀態。“棄風的損失已經使大多數風電企業深陷虧損泥潭，國家在下調風電和光伏上網標桿電價時要盡早解決風電光伏的棄風棄光問題。”上述專家建議。
記者從相關權威渠道獲悉，2010年起，我國棄風現象已經開始凸顯。隨后的2011年、2012年，全國平均棄風率連年攀升，2012年達到17.1%。2013年開始有所好轉，2014年由于小風年等原因，棄風率降到8%。但2015年上半年，棄風率再次迅猛回升至15.2%，同比上升6.8個百分點，棄風電量達到174.81千萬時，已經非常接近2012年的全年棄風損失電量。
2015年下半年的完整數據雖然還未公布，但從目前了解的情況來看，全年的棄風情況非常嚴峻。其中，棄風率排前三的地區依次是：吉林（42.96%）、甘肅（30.98%）、新疆（28.82%），棄風電量分別達到22.9億千瓦時、31.05億千瓦時和29.7億千瓦時。由此給企業帶來的經濟損失也非常慘重。2010年至2015年上半年，棄風電量累計達到834億千瓦時，直接經濟損失約450億元。其中，僅今年上半年棄風就造成了90多億元的經濟損失。這些損失全部由風電企業分擔，增加了企業資金壓力，嚴重影響了企業的研發投入和產業的長遠發展后勁，從而對產業發展造成打擊。
來源：中國能源報（風光上網標桿電價下調）
