讨论稿中的电价调整方案为：2016年全国光伏电站标杆上网电价，在I类资源区的项目将从现行的0.9元/千瓦时下调至0.85元/千瓦时，下调幅度为 5.6%；II类资源区将从现行的0.95元/千瓦时下调至0.92元/千瓦时，下调幅度为3%。此后在2017年到2020年逐年递减，每年递减幅度为 0.03元/千瓦时。
I类资源区包括宁夏，青海海西，甘肃嘉峪关、武威、张掖、酒泉、敦煌、金昌，新疆哈密、塔城、阿勒泰、克拉玛依，内蒙古除赤峰、通辽、兴安盟、呼伦贝尔以外的地区。
II类资源区包括北京、天津、黑龙江、吉林、辽宁、四川、云南，内蒙古赤峰、通辽、兴安盟、呼伦贝尔，河北承德、张家口、唐山、秦皇岛，山西大同、朔州、忻州，陕西榆林、延安，青海、甘肃和新疆除I类以外的地区。
而除I、II类之外的地区，2016年拟定的光伏电站标杆上网电价从1元/千瓦时下调为0.98元/千瓦时，此后每年递减0.02元/千瓦时。
讨论稿中称，风电、光伏发电项目在投运后执行的上网电价和电价补贴标准期限为20年。今后经营期内出现运行成本大幅降低，相关新能源项目整体收益水平明显 偏高的情况，国家发改委将研究适当降低标杆电价。鼓励各地通过招标等市场化方式确定新能源项目业务和上网电价，但通过竞争方式形成的上网电价不得高于标杆 上网电价水平。
来自发改委的人士告诉财新记者，国务院办公厅于2014年发布的《能源发展战略行动计划（2014-2020）》中提出：“到2020年风电发电与煤电上 网电价相当，光伏发电与电网销售电价相当”的要求，此次电价政策调整，主要是要在5年内落实光伏发电平价上网的目标。讨论稿中的内容还有待向发电企业等行 业相关方征求意见，可能会根据各方意见有所调整，正式的调价方案将在近期公布。
此次调价方案中拟定新的标杆电价自2016年1月1日起执行，今后每年1月1日以后备案或核准的光伏发电项目，以及当年1月1日以前备案但于当年4月1日 以后投运的光伏发电项目将执行当年的上网标杆电价。这意味着2016年1月前并网的电站将不受新电价政策的影响，而正在建设的电站，或者已经建成但 2016年4月后并网的，将执行新的标杆电价。
直接受到调价政策影响的是拟建、在建且预计于明年4月之后才能并网的项目，需要对新价格实施后的回报率进行评估，调整投资计划。联合光伏首席执行官李原告 诉财新记者：总体来说，光伏发电的度电成本受到光照资源、政策等因素影响，一般在0.6-0.8元/千瓦时之间。联合光伏所收购的电站，一个必要条件是项 目已经并网，因此公司目前在运营的项目都不会受到影响。而待新的电价政策出台之后，未来收购的电站也会按照可能的新电价标准，对收购对价进行调整，保证内 部收益率达到9%的必要收购条件。
“对行业整体而言，这个调价幅度是可以接受的”，君阳太阳能电力投资有限公司总裁彭立斌表示，“一方面，设定现行价格的时候，光伏电站的造价大约是10元/瓦，现在的造价已经下降了约30%，另一方面由于贷款利率的降低，电站的融资成本也有下降。”
“从讨论稿来看，中东部省份标杆电价的下调幅度比西部省份的要小，体现了降低西部地区装机、鼓励中东部地区电站发展的整体规划思路，这个价格的调整对中东 部的装机是很大的刺激，通过价格来调整西部电站的容量。目前全国电力供应宽松，西部的电很难外送，而中东部地区基本不会面临限电的问题，而且可以就地消 纳，电网损耗少，比西部外送电的整体利用效率更高。”彭立斌指出。
根据中国电力企业联合会的数据，目前全国电力供需总体宽松，发电装机容量保持较快增长，但发电量增速持续低迷，发电设备累计平均利用小时数降幅扩大。 2015年1-9月，全国全社会用电量41344亿千瓦时，同比增长0.8%，增速同比回落3个百分点。来自国家能源局的统计指出，目前光伏限电地区主要 集中在西部省份。2015年1-9月，全国累计光伏发电量306亿千瓦时，弃光电量约30亿千瓦时，弃光率为10%；弃光主要发生在甘肃和新疆地区，其中 甘肃省弃光电量17.6亿千瓦时，弃光率28%，新疆（含兵团）弃光电量10.4亿千瓦时，弃光率20%。
彭立斌认为，比电价下调更应该关心的是限电和补贴能否发放到位的问题。他说，“如果限电和补贴问题不能解决，即便是现行电价也很难保证电站收益。除了现金 流会受到影响，还要增加垫付补贴的财务成本，而这个财务成本能占到补贴收入的12%。如果补贴和限电能解决的话，标杆电价即便下降10%也是没有问题 的”。转载请注明出处。
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