12月24日,国家发改委发布《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》(以下简称《通知》),明确对陆上风电和光伏发电上网标杆电价进行下调。

　　继燃煤电价下调之后,陆上风电光伏上网电价下调方案也正式公布。

　　12月24日,国家发改委发布《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》(以下简称《通知》),明确对陆上风电和光伏发电上网标杆电价进行下调。

　　其中,针对陆上风电项目上网标杆电价,2016年、2018年前三类资源区分别降低2分钱、3分钱,四类资源区分别降低1分钱、2分钱。针对光伏发电标杆电价,2016年前两类资源区分别降低10分钱、7分钱,三类资源区降低2分钱。

　　“光伏、风电等新能源平价上网是大势所趋。”国家发改委能源研究所可再生能源发展中心研究员时璟丽告诉21世纪经济报道记者。根据可再生能源“十三五”规划的思路,到2020年,风电要实现并网侧平价上网,光伏实现用户侧平价上网。

　　对东部电站更有利

　　业内普遍认为,本次陆上风电光伏电价下调幅度超出预期。综合来看,东部电站优势将更加明显。

　　风电前三类资源区集中在内蒙古、新疆、吉林、黑龙江、甘肃、宁夏、河北7个地区,根据《通知》,其上网标杆电价将在2016年降低2分钱,至0.47元、0.5元、0.54元/千瓦时,2018年下调3分钱至0.44元、0.47元、0.51元/千瓦时。第四类资源区2016年、2018年下调后的价格为0.6元、0.58元/千瓦时。

　　光伏方面,太阳能资源分类一类资源区包括宁夏北部、甘肃北部、新疆东部、青海西部和西藏西部等地,2016年调整后的价格为0.8元/千瓦时;二类资源区包括北京、天津、部分中西部城市,上网电价下调至0.88元/千瓦时;以中国东部地区为主的三类地区则将由现行1元/千瓦时下调至0.98元/千瓦时。

　　兴业证券电力设备与新能源研究员苏晨向记者指出,本次电价下调一旦落地,将利好东部电站,“给定条件测算出,下调电价后西部电站全投资内部收益率影响2%,而以东部为主的三类资源区收益率下降0.3%。”

　　考虑到西部限电等问题,东部电站优势更加明显。数据显示,今年1至9月,全国累计光伏发电量306亿千瓦时,弃光电量约30亿千瓦时,弃光率10%。弃风与弃光主要发生在甘肃、新疆等地区,其中甘肃省弃光电量17.6亿千瓦时,弃光率高达28%。风电方面,记者了解到,目前我国全年弃风量已超过300亿千瓦时,接近400亿千瓦时。主要的弃风地区亦集中在内蒙古、甘肃等西部地区。

　　因此,东部电站的优势体现在所在地区能耗相对较高,可实现可再生能源就近消纳。中电联副秘书长欧阳昌裕表示,今年上半年,河南、湖北、湖南三省的风电利用小时数均在1000小时数以上,未来更具发展潜力。

　　成本控制是关键

　　“当前,光伏组件价格已下降到每瓦4元以下,光伏电站的造价降到每瓦8元左右,在欧洲和拉美部分国家,光伏已实现平价上网。”天合光能董事长兼首席执行官高纪凡告诉记者。

　　而根据“十三五”规划的思路,到2020年风电要实现并网侧平价上网,约0.4元/千瓦时,光伏用户侧实现平价上网,约0.6元/千瓦时。

　　平价上网意味着电价及补贴将逐年下调。据国家能源局统计,截至2014年年底,可再生能源补贴资金缺口累计已超过140亿元。2014年,全国并网风电发电量1563亿千瓦时,同比增长12.2%,并网太阳能发电量231亿千瓦时,同比增长170.8%。但即便全社会用电足额征收可再生能源附加补助资金,2014年仅增长3.8%。

　　补贴不仅缺口拉大,拖欠现象也日益严重,依赖补贴发展可再生能源已不可行。记者了解到,国家最后一批发放的可再生能源补贴时间是2014年8月,补贴2013年8月底前并网的项目。但补贴拖欠1至2年已成为行业常态,截至今年上半年,仅光伏就已拖欠200亿元。

　　因此,在本次可再生能源上网电价下调之后,高效产品的应用将成为行业趋势,成本控制是企业生死的关键。

　　根据彭博新能源财经数据,中国陆上风电平准度电成本为每兆瓦时77美元,约合人民币0.5元/千瓦时,太阳能光伏则为109美元,约合人民币0.7元/千瓦时。

　　虽然我国风能发电已形成一定规模,但在风电设备制造方面,还缺乏独立开发的技术,只能与外国合作生产国外设计的产品,这是导致风电成本增高的重要原因。一位不愿具名的风电企业人士告诉记者,如随着风电技术的提高,大型风电设备制造实现国产化,风电设备价格可由目前8000-10000元/千瓦下降至4000元/千瓦。

　　光伏方面,技术亦是降低成本的关键因素,其中光伏组件转换效率是问题核心。记者了解到,光伏组件的转换效率每提高1个百分点,光伏度电成本可降低0.08元左右。

　　“进一步降低光伏电力成本,达到平价上网,必须以创新为根本动力。”高纪凡表示。