电力“十三五”规划以及风电、光伏的专项“十三五”规划相继出台，业界翘首以盼近一年的这只靴子终于落地。电力“十三五”规划提出大力发展新能源，到2020年，全国风电装机达到2.1亿千瓦以上，其中海上风电500万千瓦左右；太阳能发电装机达到1.1亿千瓦以上，其中分布式光伏6000万千瓦以上、光热发电500万千瓦。

　　风电“十三五”专项规划则更细致地阐述了解决当前风电发展面临问题的思路，提出加快发展中东部和南方地区风电，在“三北”区域则着重解决存量。光伏“十三五”则着重提到对光伏发电的成本要求，到2020年，光伏发电电价水平在2015年的基础上下降50%，成本低于0.8元/千瓦时。

　　电力“十三五”规划及各专项规划的出台为可再生能源下一阶段的发展奠定了政策依据和战略路线。当前，可再生能源正面临发展瓶颈，弃风弃光空前恶化，在电力盈余的大背景下，可再生能源与其他能源之间的竞争日益激烈。“十三五”规划除了提出规划目标和大方向以外，还需要对战略路线进一步细化，在落实规划的过程中如何协调不同能源之间的关系，如何协调可再生能源发电各个环节之间的关系都是巨大的挑战。

　　弃风弃光恶化

　　2016年11月，国家能源局公布了2016年前三季度风电运行情况，截至2016年9月底，风电平均利用小时数1251小时，同比下降66小时；风电弃风电量394.7亿千瓦时，同比增加247亿千瓦时；平均弃风率19%，同比上升9.5个百分点。2016年是有史以来弃风限电最严重的一年，全年的弃风限电情况可能更严重。

　　光伏方面，2016年上半年，西北五省（区）光伏利用小时数611小时，弃光电量32.8亿千瓦时，弃光率19.7%。西北五省（区）中，新疆、甘肃光伏发电运行较为困难，弃光率为32.4%和32.1%。受630抢装潮影响，2016年光伏装机容量剧增，半年就已经完成了全年的规划指标，西北区域出现大规模弃光，部分省（区）是第一次出现明显的弃光现象。

　　弃风、弃光的恶化反映了当前可再生能源发展受阻的症结所在，大型基地模式的建设思路埋下的隐患开始集中爆发，坚固的省间壁垒使可再生能源的跨区输送阻力重重。国家能源局采取了各种措施，如推动直接交易、试行风电供暖等，但成效都不明显。弃风、弃光造成重大的经济损失，甘肃、新疆等地的风电企业严重亏损、举步维艰。

　　2016年是光伏发电成本大幅下降的一年。2016年上半年，光伏装机容量暴涨，建设规模的扩大以及技术革新使得光伏发电成本价格有了较大的下降，此外，2016年下半年，在领跑者计划的招标机制下，光伏项目开发商积极竞价，有效地推动了光伏发电价格的持续下降。根据企业相关人士透露，到2016年第三季度，光伏电站系统成本对比过去一年下降了将近1元，目前有很多开发商能把系统成本做到6.5元/瓦左右。组件成本的下降趋势也非常明显，领军企业阿特斯相关人士表示，2016年第一季度，光伏组件成本已经降到0.41美元，预测2017年第四季度之前就有希望降到0.29美元。

　　尽管有着比较可观的成本下降趋势，行业仍面临着一定的压力。一方面，在“十三五”规划中，国家能源局提成了更具体的成本目标，“到2020年,在2015年基础上下降30%，中东部地区建设成本7-8元/瓦，发电成本0.8元/千瓦时左右；西部地区建设成本6-7元/瓦,发电成本0.7元/千瓦时左右。太阳能热发电建设成本在20元/瓦以下，发电成本接近1元/千瓦时”。另一方面，如何在成本快速下降时期保证施工和产品质量是企业的重要任务，目前成本下降虽快，光伏电站生命周期若不能达到设计水平也将大大影响收益。

　　领跑者计划

　　2015年，国家正式启动光伏领跑者计划，希望通过招标机制大幅降低光伏价格。2016年，这项计划圆满落幕，完成了八个基地项目共5.5GW的电站招投标，中标电价最低达到0.45元/千瓦时。围绕领跑者计划低价中标的争议贯彻整个计划始终，有部分观察人士认为，领跑者招标造成恶性低价竞争，对行业伤害很大；也有人认为，领跑者计划的价格战在合理范围内，在光伏成本大幅下降的背景下，企业报出较低价格争取越来越稀缺的电站资源合情合理。

　　随着光伏电站审批越收越紧，企业想继续通过开发电站获得收益是越加困难。为了遏止光伏电站建设的乱象，国家能源局通过领跑者计划重新把几个重要区域的电站资源统筹起来，在领跑者和光伏扶贫框架以外，企业自行申报建设电站几乎不太可能了，最多能做些10MW、20MW的项目。2017年，国家能源局还将继续推动领跑者计划二期，进一步收紧对电站资源的管控，继续倒逼企业降价。但由于2016年领跑者的低价竞争争议，在新一轮领跑者计划推进中，能源局很可能会对招标规则进行修改，提高技术分，使该计划的“择优”诉求也能有效体现。

　　光伏扶贫

　　2016年4月，国家主席习近平视察安徽金寨县光伏扶贫项目；5月，国家能能源局局长努尔·白克力也在协鑫集团董事长朱共山的陪同下视察了金寨光伏扶贫项目。2014年就开始的光伏扶贫在2016年终于成为中国光伏产业发展的重要一页。但这项看似前景光明的扶贫战略很快就遇上了瓶颈。在宁夏几个光伏扶贫试点，不是光伏系统压根没建起来，就是搭好了光伏板但没有正式发电。目前，多个省、区虽积极开展光伏扶贫，但很多地方没能解决扶贫资金问题，一些原计划由政府出资解决初始资金的试点，地方政府拿不出钱来，银行也不愿意贷款，企业垫付更是心有余而力不足。2016年以来，光伏扶贫声势浩大，但真正落到贫困户的收益不如预期。对于企业来说，光伏扶贫的优势在于通过扶贫试点，政府会把项目的用地和并网相关事项统筹处理好，省下企业许多前期投入，但在项目实施过程中，各地情况差异较大，有些地方还出现了低价中标，施工、产品质量不过关的情况。光伏扶贫要真正为贫困人群带来收益，还需要政策制定者理顺政策和市场机制，也需要地方政府和企业针对实际情况开展踏实的调研和规划才能保证项目的可行。

　　市场交易

　　由于弃风、弃光严重恶化，国家能源局采取了各种缓解办法，其中直接交易、替代交易等市场交易手段是主要的措施。目前，在“三北”区域，新能源企业几乎都需要参与这样的交易来获取聊胜于无的发电权，保证微薄的收益。但直接交易机制存在的各种问题，一开始也受到企业的大力反对。2016年1月，一份由五大发电集团旗下的新能源企业联署的意见函被递交到了国家发改委。这一意见函反映的主要就是甘肃目前新能源企业参与直接交易的矛盾和问题，认为其只能降低电价，不能解决消纳问题。甘肃是新能源参与直接交易规模较大的区域，同时也是新能源企业压力最大的区域，这些企业参与直接交易与火电竞价，等于是一场惨烈的生存游戏。8月，甘肃工信委下大了《2016年优先发电计划》，风电最低保障收购年利用小时数只有500小时，光伏为400小时，加上直接交易市场新能源普遍以零电价参与交易，企业生存困境更加凸显。

　　尽管如此，国家能源局推动新能源企业参与电力交易的态度还是较为坚决，当前形势下，新能源企业基本没有选择。而在电力交易过程中出现的各种问题，目前也没有较好的解决方案，企业呼吁各地方政府相关部门在组织和推动交易的同时，可以更多地研究交易方法的创新，并且改善交易机制。

　　电价退坡

　　日前，国家发改委对光伏和风电的标杆电价调整方案正式发布，该方案对比2016年10月份流出的征求意见函方案有一定的变动，总体来说，电价下调的幅度较为和缓。根据发改委通知，2017年1月1日之后，一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。同时明确，今后光伏标杆电价根据成本