記者了解到，在討論稿中，2016年光伏電站標桿上網電價一、二類資源區(qū)的降價幅度分別為5分錢和3分錢，正式實施時降價幅度卻整體擴大了一倍。
　　孟憲淦表示，光伏下調幅度較大的原因主要有兩方面：一是目前光伏電價偏高，調價前三類資源區(qū)分別執(zhí)行每千瓦時0.9元、0.95元、1元的標準，即使在調價后，還是比風電高出近一倍;二是近年來光伏組件和建設成本下降明顯，“十二五”以來已降低30%以上。
　　記者從相關方面獲悉，隨著光伏組件成本的不斷下降，國內西北地區(qū)的大型光伏電站已經具備一定的降價空間，其可以承受的下降幅度在15%左右。此次調價，光伏上網電價下調幅度在8%~12.5%，處于企業(yè)可承受范圍。
　　業(yè)內專家普遍認為，此次調價雖然對光伏下調幅度較大，但對比而言，風電企業(yè)壓力更甚。
　　“長期來看，此次調價對于風電企業(yè)的影響更大一些，光伏發(fā)電成本下降空間較大。而風電在未來短期內實現技術突破的可能性很小，風電度電成本已無太大下降空間。”國家發(fā)展改革委能源研究所研究員時璟麗坦言。
　　我國風電與光伏行業(yè)從2013年開始觸底回升，2014年剛剛踏上逐漸回暖的復蘇之路，仍需較寬松的政策環(huán)境。再加上嚴峻的消納形勢、全社會電力需求增速放緩等因素影響，導致風電、光伏裝機容量大幅提升的同時，而上網電量卻增長有限。此外，業(yè)內對可再生能源發(fā)展基金資金缺口大、可再生能源補貼到賬滯后等方面的顧慮，也是下調幅度比預期要小的緣由。
　　日前發(fā)布的《國家發(fā)展改革委關于降低燃煤發(fā)電上網電價和一般工商業(yè)用電價格的通知》，對于解決可再生能源補貼拖欠問題無疑是一大利好。該通知指出，將居民生活和農業(yè)生產以外其他用電征收的可再生能源電價附加征收標準，從每千瓦時1.5分錢提高到1.9分錢。
　　此外，2015年11月底下發(fā)的電改配套文件明確提出，數量龐大的自備電廠自發(fā)自用電量應承擔繳納可再生能源附加等政府性基金，各級地方政府均不得隨意減免或選擇性征收。
　　調價將引導投資向中東部轉移
　　調價文件下發(fā)的那一刻，風電與光伏企業(yè)便開始“百般心思”地盤算起來，既得計算電價下降對整體贏利能力產生的影響，又要看看時間節(jié)點以便合理安排項目建設進度。
　　數據或許更為直觀。據中國風能協(xié)會測算，風電上網電價每降低1分錢，企業(yè)內部收益率(IRR)就會下降1個百分點左右。這意味著，降價幅度較大的前三類風資源區(qū)項目吸引投資的能力將會有所下降。與此相對的是，山西、安徽、江蘇、福建等風資源較好、棄風率較低、項目存量較大的四類資源區(qū)投資價值將得以凸顯。光 伏亦是同樣的情況。
　　不難看出，除了成本下降等客觀因素，此次陸上風電和光伏電價調整還傳達出另外一層深意，即合理引導可再生能源投資。具體是指，控制風電、光伏大基地裝機節(jié)奏，支持資源不太豐富的中東部地區(qū)發(fā)展低風速風電場，倡導分散式開發(fā)。
　　“我國局部地區(qū)出現了風電、光伏裝機發(fā)電增長與消納不匹配的情況，‘三北’地區(qū)棄風、棄光限電問題尤為突出。”時璟麗告訴記者，此次通過適當控制降價幅度、差別化調整各資源區(qū)電價水平、對已核準項目給予一定建設寬限期等措施，既可以保證投資者獲得合理收益，又可以有效引導風電、光伏產業(yè)投資和項目合理布局，提高國家可再生能源電價附加資金補貼效率。
　　根據調價文件，2016年前核準的陸上風電項目，但于2017年底前仍未開工建設的，執(zhí)行2016年上網標桿電價。這意味著，政策出臺前已經核準的項目還有1年的建設期，對于風電建設而言，這一期限較為寬裕。對光伏則給了半年的建設期限，也較為合理。作為市場應激行為的“搶裝潮”，盡管還是會如期而至，但也不至于“瘋狂”。
　　值得關注的是，此次調價后，一類資源區(qū)的陸上風電項目上網標桿電價將在2018年降至每千瓦時0.44元，而降價后的燃煤發(fā)電上網標桿電價在每千瓦時0.4元左右，兩者差距進一步縮小。可以預見的是，不管是上網電價還是資金補貼，未來國家對風電和光伏行業(yè)的扶持力度不會像起步期那樣大了。畢竟，扶持的目的是為了最終能夠擺脫扶持。