风电光伏电价下调对东部电站更有利

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21世纪经济报道记者指出，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，21世纪经济报道记者了解到，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21世纪经济报道记者。

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。21世纪经济报道记者了解到，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21世纪经济报道记者，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。21世纪经济报道记者了解到，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。