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臨近年底，在燃煤電站上網電價下調后，新能源電價政策也迎來變化。
12月24日，國家發改委發文稱，將適當降低新建陸上風電和光伏發電上網標桿電價水平。具體而言，陸上風電項目上網標桿電價2016年、2018年一類、二類、三類資源區度電分別降低2分錢、3分錢，四類資源區分別降低1分錢、2分錢。
光伏發電標桿電價也逐漸下調。2016年一類、二類資源區度電分別降低0.1元、0.07元，三類資源區降低0.02元。發改委同時提出，分布式光伏發電項目，符合條件情況下可以變更為“全額上網”模式。
成本下降推動電價下調
風電、光伏的成本下降比較快。按照彭博新能源財經的統計，2015年上半年，中國陸上風電成本大約為每兆瓦時77美元，太陽能發電為109美元。對應相當每千瓦時0.5元、0.7元人民幣左右。
一位風電投資機構人士對《第一財經日報》記者稱，目前風電廠大概每千瓦造價7000元以下，光伏每千瓦要達到10000元左右，相比此前已經大幅降低，成本下降推動標桿電價下調。
我國從2009年起開始實施風電分資源區標桿上網電價政策，此前政府直接通過招標價進行補貼。2014年年底，風電標桿電價政策實行后首次調整，三類資源區風電標桿上網電價每度降低0.02元，調整后的標桿上網電價分別為每千瓦時0.49元、0.52元和0.56元，第四類資源區風電標桿上網電價維持現行每千瓦時0.61元不變。
2014年風電標桿電價下調的預期，使得開發商為了趕在新電價實施前建設項目，拼命搶裝，當年新增風電裝機達到1981萬千瓦，達到歷史最高。同期正如上述風電投資人士所言，風電設備成本持續下降，給電價下調創造了空間。
光伏發電目前執行的標桿電價是，一類、二類、三類資源區分別為每千瓦時0.9元、0.95元和1元，分布式光伏電站實行“自發自用、余額上網”的政策，按電量每千瓦時補貼0.42元。分布式電站擴展到荒山荒坡、農光互補等項目。
此次下調，光伏發電2016年一類、二類資源區度電分別降低0.1元、0.07元，三類資源區降低0.02元。值得注意的是，分布式光伏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，已按“自發自用、余電上網”模式執行的項目允許變更為“全額上網”模式。
可再生能源附加覆蓋更廣
國家發改委還提出，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，由當地省級電網結算;高出部分通過國家可再生能源發展基金予以補貼。
同時，鼓勵各地通過招標等市場競爭方式確定陸上風電、光伏發電等新能源項目業主和上網電價，但通過市場競爭方式形成的上網電價不得高于國家規定的同類陸上風電、光伏發電項目當地上網標桿電價水平。
發改委還要求各級價格主管部門要加強對陸上風電和光伏發電上網電價執行和電價附加補貼結算的監管，督促相關上網電價政策執行到位。各陸上風電、光伏發電企業和電網企業必須真實、完整地記載和保存相關發電項目上網交易電量、價格和補貼金額等資料，接受有關部門監督檢查。
根據能源局發布的數據，2015年上半年平均棄風率15.2%，棄光電量近10%。棄電現象一直困擾著新能源發電，在西部地區，棄光和棄風疊加。
國家能源局新能源司此前稱，將編制出臺《可再生能源電力全額保障性收購管理辦法》，通過落實可再生能源優先發電制度，結合市場競爭機制，實現可再生能源發電的全額保障性收購。
由于我國風電、光伏發展迅速，可再生能源附加一直呈現不夠用的情形。隨著成本降低，標桿電價下調將增加可再生能源附加的覆蓋面，同樣的資金覆蓋面更廣。但即便如此，多名行業內人士稱，補貼到位率還是要看實際情況，新能源項目不能只靠補貼進行經濟性核算。
遠景能源副總經理王曉宇對本報記者稱，在陸上電價不斷下行的趨勢下，可以通過風電場綜合解決方案，提高風機發電量的技術方式提升風電場收益，也是一種出路。

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