《通知》称，将实行陆上风电、光伏发电（光伏电站，下同）上网标杆电价随发展规模逐步降低的价格政策。为使投资预期明确，陆上风电一并确定2016年和2018年标杆电价；光伏发电先确定2016年标杆电价，2017年以后的价格另行制定。

　　其中，2016年、2018年一类、二类、三类资源区的陆上风电项目上网标杆电价分别降低2分钱、3分钱，四类资源区分别降低1分钱、2分钱；对光伏发电标杆电价，2016年一类、二类资源区分别降低10分钱、7分钱，三类资源区降低2分钱。

　　对利用建筑物屋顶及附属场所建设的分布式光伏发电项目，在项目备案时允许选择“自发自用、余电上网”或“全额上网”两种模式之一；其中，按“自发自用、余电上网”模式执行的项目，在出现用电负荷显著减少（含消失）或供用电关系无法履行的情况下，仅允许变更一次“全额上网”模式，所发电量按照当地光伏电站上网标杆电价进行收购，对已选择“全额上网”模式不得再变更回“自发自用、余电上网”模式。

　　《通知》还规定了陆上风电、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。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。

　　与此同时，发改委要求各级价格主管部门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。

　　该《通知》一经下发，即引发业内的广泛关注。

　　有业内专家在接受本报记者采访时表示，电价政策作为最重要的激励手段，在风电和光伏产业的发展中起到了关键作用。以风电为例，自2009年公布全国上网标杆电价后，我国风电产业实现了快速增长，年新增装机均超过1200万千瓦，增长规模连续多年位居全球第一，累计装机容量和发电量也均居全球首位。

　　该人士表示，为保持风电与光伏产业持续健康发展，应给风电企业保留合理的利润空间。根据目前风电项目投资回报特点，资本金内部收益率在8%即可保证项目保本微利，较好的投资回报则需要资本金内部收益率达到10%以上。

　　“理论上讲，我国陆上风电总体上确实存在盈利空间，如果弃风不严重，上网电价降2分钱问题还不是很大。”该人士说。

　　以风能资源条件较好的“三北地区”为例，按照现行电价0.49/千瓦时、0.52/千瓦时、0.56元/千瓦时和平均千瓦造价8500元计算，要保证8%的内部收益率，年利用小时数至少要分别达到2200、2050和1910小时。但现实中，上述地区却是弃风限电的重灾区，Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区各省份2014年风电实际年利用小时数大多在1500小时到1800小时之间，企业基本都处于亏损状态。“弃风的损失已经使大多数风电企业深陷亏损泥潭，国家在下调风电和光伏上网标杆电价时要尽早解决风电光伏的弃风弃光问题。”上述专家建议。

　　记者从相关权威渠道获悉，2010年起，我国弃风现象已经开始凸显。随后的2011年、2012年，全国平均弃风率连年攀升，2012年达到17.1%。2013年开始有所好转，2014年由于小风年等原因，弃风率降到8%。但2015年上半年，弃风率再次迅猛回升至15.2%，同比上升6.8个百分点，弃风电量达到174.81千万时，已经非常接近2012年的全年弃风损失电量。

　　2015年下半年的完整数据虽然还未公布，但从目前了解的情况来看，全年的弃风情况非常严峻。其中，弃风率排前三的地区依次是：吉林（42.96%）、甘肃（30.98%）、新疆（28.82%），弃风电量分别达到22.9亿千瓦时、31.05亿千瓦时和29.7亿千瓦时。由此给企业带来的经济损失也非常惨重。2010年至2015年上半年，弃风电量累计达到834亿千瓦时，直接经济损失约450亿元。其中，仅今年上半年弃风就造成了90多亿元的经济损失。这些损失全部由风电企业分担，增加了企业资金压力，严重影响了企业的研发投入和产业的长远发展后劲，从而对产业发展造成打击。

来源：中国能源报（风光上网标杆电价下调）