临近年底，在燃煤电站上网电价下调后，新能源电价政策也迎来变化。

　　先说明一点，燃煤电站上网电价下调带来的让利幅度在1000亿元左右，昨天所说1200亿高估200亿，主要是因为燃煤电站政府定价的规模高估了。

　　新能源标杆电价下调*先来临。12月24日，国家发改委发文称，将适当降低新建陆上风电和光伏发电上网标杆电价水平。具体而言，陆上风电项目上网标杆电价2016年、2018年一类、二类、三类资源区度电分别降低2分钱、3分钱，四类资源区分别降低1分钱、2分钱。

　　光伏发电标杆电价也逐渐下调。2016年一类、二类资源区度电分别降低0.1元、0.07元，三类资源区降低0.02元。发改委同时提出，分布式光伏发电项目，符合条件情况下可以变更为全额上网模式。

　　成本下降推动电价下调

　　风电、光伏的成本下降比较快。按照彭博新能源财经的统计，2015年上半年，中国陆上风电成本大约为每兆瓦时77美元，太阳能发电为109美元。对应相当每千瓦时0.5元、0.7元人民币左右。

　　一位风电投资机构人士称，目前风电厂大概每千瓦造价7000元以下，光伏每千瓦要达到10000元左右，有些公司能做到更**，风电的竞争力已经显著提升，具体数据虽然各家都有不同，但总体而言相比此前已经大幅降低，成本下降推动标杆电价下调。

　　我国从2009年起开始实施风电分资源区标杆上网电价政策，此前政府直接通过招标价进行补贴。2014年年底，进行风电标杆电价政策实行后首次调整，三类资源区风电标杆上网电价每度降低0.02元，调整后的标杆上网电价分别为每千瓦时0.49元、0.52元和0.56元，第四类资源区风电标杆上网电价维持现行每千瓦时0.61元不变。

　　2014年风电标杆电价下调的预期，使得开发商为了赶在新电价实施前建设项目，拼命抢装，当年新增风电装机达到1981万千瓦，达到历史*高。同期正如上述风电投资人士所言，风电设备成本持续下降，给电价下调创造了空间。

　　光伏发电目前执行的标杆电价是，一类、二类、三类资源区分别为0.9元、0.95元和1元每度，分布式光伏电站实行自发自用、余额上网的政策，按电量每度补贴0.42元。分布式电站扩展到荒山荒坡、农光互补等项目。

　　此次下调，光伏发电2016年一类、二类资源区度电分别降低0.1元、0.07元，三类资源区降低0.02元。值得注意的是，分布式光伏项目在项目备案时可以选择自发自用、余电上网或全额上网中的一种模式，已按自发自用、余电上网模式执行的项目允许变更为全额上网模式。

　　可再生能源附加覆盖更广

　　国家发改委还提出，陆上风电、光伏发电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘)以内的部分，由当地省级电网结算;高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。

　　同时，鼓励各地通过招标等市场竞争方式确定陆上风电、光伏发电等新能源项目业主和上网电价，但通过市场竞争方式形成的上网电价不得高于国家规定的同类陆上风电、光伏发电项目当地上网标杆电价水平。

　　发改委还要求各级价格主管部门要加强对陆上风电和光伏发电上网电价执行和电价附加补贴结算的监管，督促相关上网电价政策执行到位。各陆上风电、光伏发电企业和电网企业必须真实、完整地记载和保存相关发电项目上网交易电量、价格和补贴金额等资料，接受有关部门监督检查。

　　根据能源局发布的数据，2015年上半年平均弃风率15.2%，弃光电量近10%。弃电现象一直困扰着新能源发电，在西部地区，弃光和弃风叠加。

　　国家能源局新能源司此前称，将编制出台《可再生能源电力全额保障性收购管理办法》，通过落实可再生能源优先发电制度，结合市场竞争机制，实现可再生能源发电的全额保障性收购。

　　由于我国风电、光伏发展迅速，可再生能源附加一直呈现不够用的情形，缺口颇大。随着成本降低，标杆电价下调将增加可再生能源附加的覆盖面，同样的资金覆盖面更广。但即便如此，多名行业人士称，补贴到位率还是要看实际情况，新能源项目不能只靠补贴进行经济性核算。

　　当然，通过技术提升新能源发电的经济性也是可选项。但是，一般的逻辑应该是这样：通过下调燃煤电厂上网电价支持新能源，那就该稳定新能源电价，然后通过新的渠道筹措支持基金。不过据说是为了执行2020年实现平价上网的既定目标，就从价格上行动了。

　　目前还存疑的是，电价调整后，在销售端是否有同比例下调，是否有新的可再生能源附加征收标准，以弥补资金缺口。然后，新能源成本下降速度跟电价下调是否契合。