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对《第一财经日报》记者称，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，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，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，达到历史最高。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、三类资源区分别为每千瓦时0.9元、0.95元和1元，分布式光伏电站实行“自发自用、余额上网”的政策，按电量每千瓦时补贴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。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，多名行业内人士称，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。
远景能源副总经理王晓宇对本报记者称，在陆上电价不断下行的趋势下，可以通过风电场综合解决方案，提高风机发电量的技术方式提升风电场收益，也是一种出路。
