光伏和风电新建装机上网电价下调的靴子正式落地。国家发改委于2016年12月26日下午发布通知称，从2017年1月1日起，一类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年的电价水平每千瓦时下调0.15元、0.13元、0.13元。风电方面自2018年1月1日开始下调，一类至四类资源区新核准建设陆上风电标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.40元、0.45元、0.49元、0.57元，比2016-2017年电价每千瓦时降低7分、5分、5分、3分。
发改委的通知还同时规定，分布式光伏发电补贴标准和海上风电标杆电价不作调整。发改委称，调价反映了新能源发电技术进步、成本下降的情况，合理引导新能源向负荷集中地区投资，按期实现平价上网，缓解补贴资金缺口。通知还明确称，今后光伏标杆电价根据成本变化情况每年调整一次。
据发改委测算，此次风电和光伏上网电价下调之后，每年减少的新增新能源电站补贴达60亿元。通知称，“适当下调光伏电站和陆上风电标杆上网电价，有利于减轻新能源补贴资金增长压力。”根据目前光伏、风电发展速度测算，2017年光伏电站标杆上网电价下调后，每年将减少新增光伏电站补贴需求约45亿元；2018年陆上风电价格也降低后，每年将减少新增陆上风电补贴需求约15亿元。
此次正式落地的调价幅度低于行业预期。此前调价方案征求意见稿，光伏一类至三类资源区的标杆电价拟降至每千瓦时0.55元、0.65元、0.75元，风电方面，一类至四类资源区新核准的陆上风电标杆电价分别是每千瓦时0.41元、0.44元、0.48元、0.55元。
天合光能首席品牌官杨晓忠告诉财新记者，在光伏上网电价调价征求意见稿发布之后，他们参与了光伏行业与发改委、能源局方面的沟通。“ 正式通知的降价幅度比意见征求稿中的要低，说明政策部门听取了行业和企业意见，并有了比较明显的调整。”他认为调价是对的，但要科学合理的调，不能断崖式的调， “我们的目的是尽快实现光伏平价上网，企业也要加快降低成本，但也不能拔苗助长，欲速则不达。科学合理的调价是大家期待的。”
一位主营光伏电站的企业人士称，光伏上网电价下调之后，最直接的影响是光伏发电厂商，“手里有存量电站的现金流，新增投资的积极性会减弱”。他认为，因为当前的供应链成本无法在新电价下满足投资回报模型的要求，所以已经拿到路条、但还未开工的电站会有放缓投资的诉求，等待上游组件成本的降低，所以中长期来看影响最大的是光伏组件制造厂商，未来投资可能更多向未受调价影响的分布式电站方面转移。
发改委在调价通知中称，调整后的标杆上网电价，“在现有技术水平下能够保障光伏发电项目获得合理收益，继续保持新能源项目投资吸引力”，同时，保持分布式光伏发电价格不降低、少降低东部地区光伏发电价格，有利于合理引导光伏产业优化布局，鼓励东部地区就近发展新能源；并鼓励各地继续通过招标等市场竞争方式确定各类新能源项目业主和上网电价。
根据发改委的分类，光伏电站的一类资源区包括宁夏、青海、甘肃、新疆、内蒙古等地区，属于过去规模型光伏电站投资较集中、目前外送较难、弃光情况较多的地区，核定的上网电价水平最低；二类资源区包括北京、天津、黑龙江、吉林、辽宁、四川、云南，以及河北、山西、陕西部分地区；三类资源区的上网电价最高，主要是东部和中部地区。
中国电力联合会的数据显示，2016年1-9月，全国并网的光伏发电装机容量7075万千瓦，同比增长超一倍。新增光伏发电装机新投产2254万千瓦，同比增加1571万千瓦；而同期，全国并网太阳能发电设备利用小时889小时，同比降低107小时，宁夏、新疆和青海降幅超过100小时。西北地区部分省份弃光情况较为突出。
来自国家能源局的数据称，2016年一季度，全国弃光限电约19亿千瓦时，主要发生在甘肃、新疆和宁夏，其中，甘肃弃光限电8.4亿千瓦时，弃光率39%；新疆弃光限电7.6亿千瓦时，弃光率52%；宁夏弃光限电2.1亿千瓦时，弃光率20%。区域格局的变化则发生在华北、华东、华中和南方地区，新增光伏发电装机均超过100万千瓦，分别为150万千瓦、131万千瓦、130万千瓦和104万千瓦。这也是光伏上网电价调价意见征求方案在2015年下半年启动后，光伏电站投资方调整区域布局的体现。
国家能源局在2016年年中发布的《2016年光伏发电建设实施方案的通知》中更是将甘肃、新疆、云南写入“不具备新建光伏电站市场条件”之列，停止或暂缓下达除光伏扶贫之外的2016年新增光伏电站建设规模。
