此次下调，光伏发电2016年一类、二类资源区度电分别降低0.1元、0.07元，三类资源区降低0.02元。值得注意的是，分布式光伏项目在项目备案时可以选择“自发自用、余电上网”或“全额上网”中的一种模式，已按“自发自用、余电上网”模式执行的项目允许变更为“全额上网”模式。
可再生能源附加覆盖更广
国家发改委还提出，陆上风电、光伏发电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘)以内的部分，由当地省级电网结算;高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。
同时，鼓励各地通过招标等市场竞争方式确定陆上风电、光伏发电等新能源项目业主和上网电价，但通过市场竞争方式形成的上网电价不得高于国家规定的同类陆上风电、光伏发电项目当地上网标杆电价水平。
发改委还要求各级价格主管部门要加强对陆上风电和光伏发电上网电价执行和电价附加补贴结算的监管，督促相关上网电价政策执行到位。各陆上风电、光伏发电企业和电网企业必须真实、完整地记载和保存相关发电项目上网交易电量、价格和补贴金额等资料，接受有关部门监督检查。
根据能源局发布的数据，2015年上半年平均弃风率15.2%，弃光电量近10%。弃电现象一直困扰着新能源发电，在西部地区，弃光和弃风叠加。
国家能源局新能源司此前称，将编制出台《可再生能源电力全额保障性收购管理办法》，通过落实可再生能源优先发电制度，结合市场竞争机制，实现可再生能源发电的全额保障性收购。
由于我国风电、光伏发展迅速，可再生能源附加一直呈现不够用的情形，缺口颇大。随着成本降低，标杆电价下调将增加可再生能源附加的覆盖面，同样的资金覆盖面更广。但即便如此，多名行业人士称，补贴到位率还是要看实际情况，新能源项目不能只靠补贴进行经济性核算。
当然，通过技术提升新能源发电的经济性也是可选项。但是，一般的逻辑应该是这样：通过下调燃煤电厂上网电价支持新能源，那就该稳定新能源电价，然后通过新的渠道筹措支持基金。不过据说是为了执行2020年实现平价上网的既定目标，就从价格上行动了。
目前还存疑的是，电价调整后，在销售端是否有同比例下调，是否有新的可再生能源附加征收标准，以弥补资金缺口。然后，新能源成本下降速度跟电价下调是否契合。
