近日，坊間傳聞，國家發改委正在考慮將2017年我國部分地區光伏上網電價的下調幅度由原定的2%加大至約13%。 


這意味著，在目前執行的一類資源區光伏電站標桿上網電價0.8元/千瓦時、二類資源區0.88元/千瓦時和三類資源區0.98元/千瓦時的基礎上，2017年光伏上網電價可能會下調至0.696元/千瓦時、0.7656元/千瓦時和0.8526/千瓦時。

不過，就在9月29日，國家發改委發布了《國家發改委關于調整新能源標桿上網電價的通知（意見稿）》（以下簡稱《意見稿》），其中光伏上網電價三類地區分別從0.8元/千瓦時、0.88元/千瓦時、0.98元/千瓦時下調至0.55元/千瓦時、0.65元/千瓦時、0.75元/千瓦時。

實行新能源標桿電價退坡機制

《意見稿》指出，我國將繼續實行新能源標桿上網電價退坡機制，根據當前新能源產業技術進步和成本降低情況，適當降低保障性收購范圍內2018年新建陸上風電和2017年新建光伏發電等新能源標桿上網電價。光伏發電、陸上風電上網電價在當地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫、脫硝、除塵電價加1分錢/千瓦時的超低排放加價）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。

此外，《意見稿》指出，要適當降低分布式光伏補貼標準，利用建筑物屋頂及附屬場所建設的分布式光伏發電項目，在項目備案時可以選擇“自發自用、余電上網”或“全額上網”中的一種模式。對“自發自用、余電上網”模式的分布式光伏發電實行按照全電量補貼的模式，補貼標準分別為：一類資源區0.2元/千瓦時、二類資源區0.25元/千瓦時、三類資源區0.3元/千瓦時，上述補貼資金通過可再生能源發展基金予以支付，由電網企業轉付；其中，分布式光伏發電系統自用有余上網的電量，由電網企業按照當地燃煤機組標桿上網電價收購。“全額上網”模式執行光伏電站價格，具體補貼發放審批程序按照光伏電站的方式執行。

除了光伏，在海上風電、新建生物質發電等方面，《意見稿》對非招標的海上風電項目，區分潮間帶風電和近海風電兩種類型確定上網電價。2018年12月31日以前投運的近海風電項目上網電價為每千瓦時0.8元（含稅，下同），潮間帶風電項目上網電價為每千瓦時0.7元。海上風電上網電價在當地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫、脫銷、除塵電價加1分錢/千瓦時的超低排放加價）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。

對2017年1月1日以后并網的農林生物質發電、其他生物質發電、垃圾焚燒發電、垃圾填埋氣發電、沼氣發電等新能源發電項目標桿上網電價，由各省（區、市）價格主管部門確定繼續執行國家制定的標桿電價或根據本地實際情況研究制定標桿上網電價。上述新能源項目標桿電價在當地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫、脫硝、除塵電價加1分錢/千瓦時的超低排放加價）以內的部分，由當地省級電網結算；高出部分通過省內銷售電價予以疏導。

標桿電價調整在可接受范圍

近期，各地光伏市場需求出現明顯的回落，由此也導致了光伏招標價格出現激烈競爭。在9月22日包頭領跑者招標中，昌盛日電和華電就報出了0.52元/瓦的驚爆低價。

或許與此有關，此番《意見稿》指出，國家鼓勵各地通過招標等市場競爭方式確定陸上風電、海上風電、光伏發電等新能源項目業主和補貼標準，但通過市場競爭方式形成的價格不得高于國家規定的同類資源區陸上風電、海上風電、光伏發電標桿上網電價。

其中，實行招標等市場競爭方式確定的價格，在當地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫、脫硝、除塵電價加1分錢/千瓦時的超低排放加價）以內的部分，由當地省級電網結算；高出部分由國家可再生能源發展基金予以補貼。

一位光伏業內人士向記者表示，“此番電價下調的確幅度有點大。但只要保證不棄光限電，補貼及時發放，仍然是在一線企業可接受的范圍內的。”

不過也有市場人士認為，這一下調，會使得光伏產業愈加強者恒強。“那些依靠‘中介式’生存的承包商可能生存空間越來越小了。而那些實力雄厚，從組件技術到電站技術均有優勢的大型企業，將搶占先機。”