“十三五”新能源發展的關鍵政策日漸明晰。
國家發改委近日悄然下發了《關于完善陸上風電、光伏發電上網標桿電價政策的通知》（討論稿）（以下簡稱《討論稿》），并于10月29日召開座談會研究調整陸上風電和光伏發電上網電價政策。
《討論稿》明確提出，在“十三五”期間，陸上風電、光伏發電的標桿上網電價將隨著發展規模逐年下調，以實現《能源發展戰略行動計劃（2014-2020年）》提出的“到2020年風力發電與煤電上網電價相當、光伏發電與電網銷售電價相當”的目標。
“《討論稿》明確了‘十三五’新能源上網標桿電價的調整方案，穩定了投資者的預期，避免了以往由于突然調整上網標桿電價引發的‘搶裝’現象。”中國可再生能源學會風能專業委員會秘書長秦海巖對21世紀經濟報道指出，建議在下調上網標桿電價的同時，應同步推進解決“棄光棄風”問題和保證可再生能源補貼發放及時到位等改革。
此外，獲悉，“十三五”風電和光伏發電的發展規模已經初步確定，到2020年裝機規模分別達到2.5億千瓦和1.5億千瓦。
具體調價方案
《討論稿》提出了陸上風電和光伏發電的標桿上網電價調整方案。
其中，陸上風電的標桿上網電價調整為：一類資源區價格從現行的0.49元/千瓦時，逐年下調為0.47元/千瓦時、0.45元/千瓦時、0.43元/千瓦時、0.41元/千瓦時、0.38元/千瓦時。
二類資源區價格從現行的0.52元/千瓦時，逐年下調為0.49元/千瓦時、0.47元/千瓦時、0.45元/千瓦時、0.43元/千瓦時、0.40元/千瓦時。
三類資源區價格從現行的0.56元/千瓦時，逐年下調為0.54元/千瓦時、0.52元/千瓦時、0.50元/千瓦時、0.48元/千瓦時、0.45元/千瓦時。
四類資源區價格從現行的0.61元/千瓦時，逐年下調為0.59元/千瓦時、0.58元/千瓦時、0.57元/千瓦時、0.56元/千瓦時、0.52元/千瓦時。
“之所以沒有調整海上風電上網標桿電價，是因為現行價格偏低，已經影響了投資者的熱情。”秦海巖分析。
資料顯示，2017年以前（不含2017年）投運的非招標的近海風電項目上網電價為0.85元/千瓦時，潮間帶風電項目上網電價為0.75元/千瓦時。
同時，《討論稿》提出光伏發電標桿上網電價具體調整為：一類資源區價格從現行的0.9元/千瓦時，逐年下調為0.85元/千瓦時、0.82元/千瓦時、0.79元/千瓦時、0.76元/千瓦時和0.72元/千瓦時。
二類資源區價格從現行的0.95元/千瓦時，逐年下調為0.92元/千瓦時、0.89元/千瓦時、0.86元/千瓦時、0.83元/千瓦時和0.8元/千瓦時。
三類資源區從現價1元/千瓦時，逐年下調為0.98元/千瓦時、0.96元/千瓦時、0.94元/千瓦時、0.92元/千瓦時到0.9元/千瓦時。
“一類和二類資源區的光照條件好，從當前的技術水平和融資成本來看，現行標桿上網電價已具備了0.1－0.15元/千瓦時的下降空間，但由于現在這兩類地區‘棄光限電’比較嚴重，為了保護投資者熱情，所以不可能一下子降太多，只能逐年下降。”發改委能源所研究員時璟麗對21世紀經濟報道分析。
時璟麗認為，三類資源區基本上沒有限電現象，所以其降價水平能夠在一定程度上反映出技術進步水平的高低。
可再生能源電價附加需上調
根據《討論稿》，陸上風電、光伏發電項目自投運起執行標桿上網電價或電價補貼標準，期限原則上為20年。今后經營期內出現運行成本大幅降低，相關新能源項目整體收益水平明顯偏高的情況，國家發改委將研究適當降低上述標桿電價。
國家發改委提出，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，由當地省級電網負擔；高出部分通過國家可再生能源發展基金予以補貼。
其中，完成國家能源主管部門確定的燃煤機組超低排放改造任務80%的省份，燃煤機組標桿上網電價含超低排放環保電價。
“在《討論稿》確定的調價方案和今年年底火電標桿上網電價可能下調3分/千瓦時的前提下，如果要實現2020年風電裝機2.5億千瓦和光伏發電裝機1.5億千瓦的目標，那么可再生能源電價附加需要由目前的1.5分/千瓦時提高到2.5－3分/千瓦時左右的水平。”時璟麗分析。
同時，發改委提出，鼓勵各地通過招標等市場化方式確定相關新能源項目業主和上網電價，但通過競爭方式形成的上網電價不得高于國家規定的當地陸上風電、光伏發電標桿上網電價水平。
發改委在《討論稿》中提出，這一方案擬于2016年1月1日起執行。今后，每年1月1日以后備案（核準）的陸上風電、光伏發電項目，以及當年1月1日以前備案（核準）但于第二年1月1日以后投運的陸上風電項目和當年1月1日以前備案（核準）但于當年4月1日以后投運的光伏發電項目執行當年的上網標桿電價。

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