争论一年的陆上风电、光伏标杆上网电价调整终于在2015年最后一刻尘埃落定———陆上风电项目上网标杆电价2016年、2018年一、二、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；2016年光伏发电标杆电价，一、二类资源区分别降低10分钱、7分钱，三类资源区降低2分钱。
已经6年没变的陆上风电和两年没变的光伏上网电价下调是板上钉钉的事，此次调价是行业所广泛预期的政策措施。如今价格下调虽已落定，但相比此前的预期幅度，业内专家普遍认为“较为温和”。“随着风电和光伏并网规模扩大、设备建设成本下降，调价窗口还会逐渐开启。”中国可再生能源学会副理事长孟宪淦在接受记者采访时指出，长期看来，此次降价无疑将推动可再生能源的平价化，并且能够稳定电价两年左右，这是一个必须经历的过程。
解决补贴问题可缓释降价压力
从此次正式公布的降价幅度看，风电基本符合预期，下调幅度略有减少；而一、二类资源区的光伏发电标杆电价下调力度大于此前的讨论稿。
记者了解到，在讨论稿中，2016年光伏电站标杆上网电价一、二类资源区的降价幅度分别为5分钱和3分钱，正式实施时降价幅度却整体扩大了一倍。
孟宪淦表示，光伏下调幅度较大的原因主要有两方面：一是目前光伏电价偏高，调价前三类资源区分别执行每千瓦时0.9元、0.95元、1元的标准，即使在调价后，还是比风电高出近一倍；二是近年来光伏组件和建设成本下降明显，“十二五”以来已降低30%以上。
记者从相关方面获悉，随着光伏组件成本的不断下降，国内西北地区的大型光伏电站已经具备一定的降价空间，其可以承受的下降幅度在15%左右。此次调价，光伏上网电价下调幅度在8%~12.5%，处于企业可承受范围。
业内专家普遍认为，此次调价虽然对光伏下调幅度较大，但对比而言，风电企业压力更甚。
“长期来看，此次调价对于风电企业的影响更大一些，光伏发电成本下降空间较大。而风电在未来短期内实现技术突破的可能性很小，风电度电成本已无太大下降空间。”国家发展改革委能源研究所研究员时璟丽坦言。
我国风电与光伏行业从2013年开始触底回升，2014年刚刚踏上逐渐回暖的复苏之路，仍需较宽松的政策环境。再加上严峻的消纳形势、全社会电力需求增速放缓等因素影响，导致风电、光伏装机容量大幅提升的同时，而上网电量却增长有限。此外，业内对可再生能源发展基金资金缺口大、可再生能源补贴到账滞后等方面的顾虑，也是下调幅度比预期要小的缘由。