2015年12月22日，国家发改委(NDRC)宣布下调陆上风电、光伏发电上网电价。2015年12月27日，发改委在燃煤价格暴跌的情况下宣布降低燃煤发电上网电价。面临电力市场需求放缓、可再生能源发展势头强劲，以及煤炭价格持续低迷的大环境，国家发改委宣布以上举措我们并不感到惊讶。这次将在此篇报告中详细分析其原因及影响。
光伏：
相较2015年10月提出的5年电价调整计划(详见《中国拟为未来5年确定光伏上网电价》)，中国仅确定了2016年的光伏上网电价。
如我们先前所料，已获批项目锁定2015年电价水平的并网时间被延长至2016年上半年底。彭博新能源财经预计将有14GW左右完成融资或已开工建设的项目在这一期间完成并网，从而确保13%-21%的内部收益率
彭博新能源财经预计光伏系统造价将在2016年下半年，也就是装机量激增结束后下降至6.8元/瓦。考虑到资本支出下降的幅度，届时项目可实现的内部收益率水平将与电价下调之前的水平基本相当。
在2016年电价水平下，建设在2类资源区的光伏项目收益率将与1类资源区相当。考虑到更低的限电风险，开发商可能会把投资集中于2类资源区。
我们预期2015年中国的光伏新增装机量为16-17GW;2016年为18-20GW。
风电：
中国陆上风电价格将在2016年至2020年间进行两次下调：降幅从0.01元(0.0015美元)/千瓦时到0.04元(0.0061美元)/千瓦时不等，具体数字取决于项目批准时间和项目所在地的风资源等级。超低风速区域的降价幅度相对较低。
根据我们对不同风资源项目的投资回报率测算，在2016年上网电价情景下，风机发电系数超过23%(2,015千瓦时/千瓦/年)的话，大多数风电项目在经济上则是可行的。如果项目投入低于我们的估算水平，对风机发电系数的最低值要求也可随之降低。2018年的电价调整将对风电项目IRR产生更大的影响，但我们相信，未来几年风电成本降低且弃风限电改善，这两个因素在很大程度上可帮助抵消电价下降带来的影响。
综上所述，我们认为此次上网电价下调不会对中国新增风电装机量带来过于严重的影响。我们预计2016年和2017年的风电装机量为20-23GW，2018至2020年为19-20GW。开发商可能会优先考虑在受限电影响较小的超低速地区进行风场建设，之后再将项目扩展到北部高风速地区。
煤电：
中国煤电上网电价平均下降30元/兆瓦时(4.55美元)。对中国来说，煤电仍然是价格最低的电力来源，而煤电和可再生能源之间的价格差距基本没有发生改变，因此，要想预留足够资金对风电和光伏进行补贴，需要承受不小的压力。
因此，在同一份声明中，中国增加了19元(2.88美元)/兆瓦时的可再生能源附加费，这一举措可在2016年为太阳能和风能提供200亿元(50亿美元)的资金补贴。
