“一类和二类资源区的光照条件好，从当前的技术水平和融资成本来看，现行标杆上网电价已具备了0.1-0.15元/千瓦时的下降空间，但由于现在这两类地区‘弃光限电’比较严重，为了保护投资者热情，所以不可能一下子降太多，只能逐年下降。”发改委能源所研究员时璟丽对21世纪经济报道分析。
时璟丽认为，三类资源区基本上没有限电现象，所以其降价水平能够在一定程度上反映出技术进步水平的高低。
可再生能源电价附加需上调
根据《讨论稿》，陆上风电、光伏发电项目自投运起执行标杆上网电价或电价补贴标准，期限原则上为20年。今后经营期内出现运行成本大幅降低，相关新能源项目整体收益水平明显偏高的情况，国家发改委将研究适当降低上述标杆电价。
国家发改委提出，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，由当地省级电网负担;高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。
其中，完成国家能源主管部门确定的燃煤机组超低排放改造任务80%的省份，燃煤机组标杆上网电价含超低排放环保电价。
“在《讨论稿》确定的调价方案和今年年底火电标杆上网电价可能下调3分/千瓦时的前提下，如果要实现2020年风电装机2.5亿千瓦和光伏发电装机1.5亿千瓦的目标，那么可再生能源电价附加需要由目前的1.5分/千瓦时提高到2.5-3分/千瓦时左右的水平。”时璟丽分析。
同时，发改委提出，鼓励各地通过招标等市场化方式确定相关新能源项目业主和上网电价，但通过竞争方式形成的上网电价不得高于国家规定的当地陆上风电、光伏发电标杆上网电价水平。
发改委在《讨论稿》中提出，这一方案拟于2016年1月1日起执行。今后，每年1月1日以后备案(核准)的陆上风电、光伏发电项目，以及当年1月1日以前备案(核准)但于第二年1月1日以后投运的陆上风电项目和当年1月1日以前备案(核准)但于当年4月1日以后投运的光伏发电项目执行当年的上网标杆电价。
