新能源发电补贴继续“退坡”。
 
12月28日，国家发改委正式发布《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》（以下简称《通知》），将分资源区降低光伏电站、陆上风电标杆上网电价，而分布式光伏发电补贴标准和海上风电标杆电价不作调整。
 
这是继去年年底发改委发布《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策》（以下简称《政策》），确定“十三五”期间新能源发电补贴实施“退坡”机制之后的第一次调价。
 
中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩认为，《通知》稳定了投资者的预期，避免了以往由于突然调整上网标杆电价引发的“抢装”现象。在下调上网标杆电价的同时，国家应同步推进解决“弃光弃风”问题和保证可再生能源补贴发放及时到位等改革。
 
国家发改委指出，鼓励各地通过招标等市场竞争方式确定光伏发电、陆上风电、海上风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价格不得高于国家规定的同类资源区新能源发电标杆上网电价。
 
下调风电和光伏电价
 
《通知》指出，根据当前新能源产业技术进步和成本降低情况，降低2017年1月1日之后新建光伏发电和2018年1月1日之后新核准建设的陆上风电标杆上网电价。
 
具体来说，2017年1月1日之后，一类至三类资源区新建光伏电站的标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.65元、0.75元、0.85元，比2016年电价每千瓦时下调0.15元、0.13元、0.13元。
 
“发改委赶在元旦前发布这么一个方案，整体来讲对行业是一大利好。”航禹太阳能董事长丁文磊对21世纪经济报道分析，这次补贴下调幅度低于预期，使投资商的投资收益率能提高1-2%。
 
发改委特别强调，今后光伏标杆电价根据成本变化情况每年调整一次。2017年1月1日以后纳入财政补贴年度规模管理的光伏发电项目，执行2017年光伏发电标杆上网电价。2017年以前备案并纳入以前年份财政补贴规模管理的光伏发电项目，但于2017年6月30日以前仍未投运的，执行2017年标杆上网电价。
 
对此，丁文磊分析，虽然这同样会导致明年出现“630”抢装，但预计行业不至于出现今年上半年的畸形抢装。
 
统计资料显示，2016年第二季度的装机超过13GW，整个上半年的装机超过了20GW，比去年同期增长3倍以上，出现爆发式增长。
 
根据《通知》，2018年1月1日之后，一类至四类资源区新核准建设陆上风电标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.40元、0.45元、0.49元、0.57元，比2016-2017年的电价分别降低0.07元、0.05元、0.05元、0.03元，比此前《政策》确定的2018年的电价分别降低了0.04元、0.02、0.03、0.01元。
 
此外，国家发改委还对非招标的海上风电项目，区分近海风电和潮间带风电两种类型确定上网电价。近海风电项目标杆上网电价为每千瓦时0.85元，潮间带风电项目标杆上网电价为每千瓦时0.75元。
 
　　削减补贴促转型
 
目前，光伏发电风电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘电价）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。
 
根据业内测算，2017年光伏电站标杆上网电价下调后，每年将减少新增光伏电站补贴需求约45亿元；2018年陆上风电价格也降低后，每年将减少新增陆上风电补贴需求约15亿元。这意味着每年可减少新增补贴资金需求约60亿元。
 
国家能源局局长努尔·白克力在12月27日的全国能源工作会议上感慨，现在的可再生能源补贴每年高达二三百亿，这么大的规模在全世界是绝无仅有的。
 
努尔·白克力表示，靠补贴的行业是永远长不大的，国内现在都开始削减补贴，否则根本不可持续。风电、光伏等可再生能源发展的基点要转到创新上，依靠科技创新和技术降低生产经营成本。
 
发改委能源研究所研究员时璟丽对21世纪经济报道分析，预计风电、光伏发电项目的电价分别到2020年和2023年可与当地燃煤发电同平台竞争。
 
同时，国家能源局将在2017年严格控制新建的新能源项目，对弃风率超过20％、弃光率超过5%的省份，暂停安排新建风电、光伏发电规模。
 
根据12月27日召开的全国能源工作会议，2017年将新增风电并网装机容量2000万千瓦、新增光伏发电并网装机容量1800万千瓦。
 
“预计明年光伏发电的装机量应该会在20-25GW之间。”丁文磊分析，但补贴延迟发放的顽疾依然存在，企业应该加快效率提升和成本降低，逐步摆脱靠补贴过日子的窘境。