具体来看，《讨论稿》提出的光伏发电标杆上网电价具体调整为：一类资源区价格从现行的0.9元/千瓦时，逐年下调为0.85元/千瓦时、0.82元/千瓦时、0.79元/千瓦时、0.76元/千瓦时和0.72元/千瓦时；二类资源区价格从现行的0.95元/千瓦时，逐年下调为0.92元/千瓦时、0.89元/千瓦时、0.86元/千瓦时、0.83元/千瓦时和0.8元/千瓦时；三类资源区从现价1元/千瓦时，逐年下调为0.98元/千瓦时、0.96元/千瓦时、0.94元/千瓦时、0.92元/千瓦时到0.9元/千瓦时。

　　进一步来看，一类资源区五年的累计降幅20%，二类资源区的累计降幅为15%，而三类风资源区从累计降幅10%。很明显，作为光照条件最好的一类资源区，电价降幅也最大。

　　交银国际证券发布的报告认为，新能源发电成本偏高，每年需要大量财政补贴的支持，而发电成本的持续下降也是新能源装机规模不断扩大并最终成为主要能源来源的必要条件。不过，就本次政府的价格下调来看，其幅度仍然超出了市场的普遍预期。

　　上述报告还表示，最终实际执行价格的确定需考虑电力消纳水平、补贴发放及时性以及投资成本下降空间等多种因素。如果电价水平不能保证投资商合理利润，打击投资积极性，那么政府节能减排目标也不能实现。因此政府应设置合理的电价下降阶梯，并配以相关保护措施，保证领先厂商获得合理的投资回报，又能阻止投机者的盲目进入，进而引导行业的持续健康发展。

　　尽管对于电价补贴下调的幅度仍存在不同的意见，但若较为理性的看待，此次补贴下调也是大势所趋。

　　从上市公司的财报中不难发现，对电站项目规模的追逐，正成为许多公司的重心，背后对应的则是，一些企业不惜代价的拼项目规模，除了有圈占优质项目资源的意图外，更有着寄望通过快速做大的项目，达到通过已经建好的项目的电费收入，来为新开工项目提供资金，以此实现良性循环，最终实现“以电养电”的滚动开发。

　　不过，对于上述企业而言，其面临的最大难题就是补贴的不能及时发放，并由此影响企业的正常良性发展，甚至是影响整个行业的资金链的良性循环。

　　有数据显示，受可再生能源附加费不足、补贴发放程序冗杂等影响，15家光伏电站营运商统计总的补贴拖欠额度已超过100亿元。

　　基于此，有业内人士认为，如果能够借此次光伏标杆电价调整之机，将之前的补贴欠账一并尽快还清，并由此使电价补贴的发放步入正轨，那么，对于光伏行业的长远发展而言，这也不失为一个大大的利好。

　　该业内人士表示，综合宏观经济形势等因素，较为现实的选择是，在降低电价补贴标准的同时，鼓励金融机构加大对光伏电站的融资支持，以达到通过这部分资金成本的降低来弥补一部分的补贴减少，并尽最大程度来保证投资者的投资热情。

　　“从包括银行在内的金融机构的反馈来看，对于光伏行业心存疑虑的原因之一，就在于包括补贴在内的政策迟迟不能真正的落实。因此，如果能够借此次补贴下调的时机，能够使补贴发放也步入正轨，本身就等于扫清了行业融资的最大一个障碍。”上述业内人士称。