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。
光伏：
• 相较2015年10月提出的五年上网电价计划(详见《中国提出2020年前的光伏上网电价计划》)，2016到来之际，中国仅设定了该年度的光伏上网电价标准。
•正如我们所预测，尽管现有光伏项目都希望抢在下调上网电价之前完工，但最快的完工时间将延长至2016年的第一季度到2016年上半年为止。彭博新能源财经预计有14GW已经获得融资完成的项目将会加快步伐，尽可能尽快接入电网，从而保证13%-21%的内部收益率(IRR)。
•彭博新能源财经预计，光伏发电成本将在2016年第二季度末，也就是装机增量激增的高潮之后下降至6.8元/瓦。鉴于资本支出有所下降，项目可实现的IRR与上网电价下调之前的水平基本相当。
•在2016年上网电价水平下，建在光资源较少的地区的光伏发电项目的内部收益率(IRR)会与相对持平，并降低限电的风险。在中国的开发商会更多倾向于投资(见图：区域2)的地区，从而获得更有利的情况。
•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。
•在2016年上网电价下调的政策背景下，只要风机效率超过23%(2,015千瓦时/千瓦/年)，大多数风电项目在经济上则是可行的。如果项目投入低于预计水平，对风机效率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，由于风电成本降低且降价幅度较小，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降价影响较小的南部地区进行风场建设，之后再将项目扩展到北部地区。
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1.9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。
