对于其中变化的意义，孟宪淦表示，变的是最低的价格，而最高端的价格还是维持1元没变，如果把分布式发电也纳入进来，就可以看出政策的导向。“首先，把0.75提到0.9元，这部分主要涉及到青海、新疆、甘肃等光照条件特别好的地区，这些地方特别适合地面大规模电站，这块往上提了，实际上是支持地面大规模电站进一步往西部发展。而分布式补贴，由之前的0.35元每度提升到了0.42元每度，而东部的地面电站价格维持不变，这其中的导向就是在中东部，鼓励发展的是分布式发电。”
航天机电总经理徐杰分析，在新的标杆电价下，预计光伏电站的全投资年均收益率应该是8-9%，资本金收益率应该是10%左右。
上半年，航天机电拿到光伏项目路条和核准大概有460MW，下半年大致是400MW，在央企中排名靠前，在非电力集团的央企中，排名第一。
在分区域标杆电价之下，未来的光伏电站开发策略该如何定？徐杰称，“一类区域，每年发电小时在1600小时以上，但同为一类区域，有的可发到1800小时，也的是1900小时，那么能够发到1900小时地方，就是未来竞争的焦点了。最好的就是青海。但青海也有它的问题，就是限电问题比较严重。”
徐杰称，第二类区域是发电小时数1400-1600之间的。“第二类与第一类相比，只差5分钱，性价比要好一些。这相当于鼓励往中部转移，这里的电力消纳能力强。而第三类区域大家都不会去碰，因为发电小时数一下子降了20%以上，但是电价只上升了1毛钱，10%多一些，完全不合算。”
可再生能源附加
背后的“缺口”
“上升到1.5分是非常好的，翻了一倍，比之前业内预测的先上涨到1分的要高很多。”徐杰称，“这样，今明两年，每年新增10GW的光伏装机，应该没有压力了。”
对于可再生电价附加接近翻番，时璟丽称“依据是要实现‘十二五’的规划目标，同时适当考虑到2015年之后的情况，可再生能源发展的规模对应需要多少补贴资金。”
中国执行的是可再生能源补贴政策，具体来说，就是对风电、光伏等可再生能源发电确定一个上网标杆电价，这一电价比常规的火电脱硫上网电价要高。结算时，电网公司负责结算当地火电脱硫上网电价部分，剩余部分即为可再生电价补贴，由国家财政组织资金发放。
补贴资金的来源，是从电力消费者那里按度电征收的可再生能源电价附加，从2006年7月至今，每度电收的可再生能源电价附加费已从1厘钱涨到8厘钱，但仍跟不上风电和光伏发电项目增长的步伐，补贴资金缺口不断拉大。
孟宪淦称，原来8厘每度的时候，去年发电是5万亿多度电，全额收也只有400多亿，实际上由于各种原因，到财政部入库的只有200多亿。2011年，可再生能源附加缺口是107亿，2012年缺口是200多个亿。因为资金有缺口，就谈不上及时发放，于是就欠光伏发电企业的补贴，比如国电龙源，都被拖欠50个亿了。如果没有对电价附加进行提升的话，就无法完成可再生能源的“十二五”发展目标，市场就没法发展了。
不过与上次可再生能源附加上调还涉及终端消费电价不同，国家发改委称，此次是“在不提高销售电价水平的前提下，此次电价调整主要通过对燃煤发电企业上网电价进行结构调整来实现，不会增加居民和企业负担。”
孟宪淦分析，这次利用现在电煤价格比较低的情况，在保持销售电价不变情况下，为可再生能源附加的提价提供空间。“2011年的时候是根本不可能做这个事情的，当时电煤价格高涨，要升可再生能源附加，电价必须往上调。现在疏导起来更容易。为何之前本来4、5月份就传出要出了，但是一直等到8月底才出，是为了协调好方方面面的关系，同时选择条件良好的时候再出。”
国家发改委发布的答记者问也提到，近年来，中国可再生能源发展迅速，目前筹集的资金难以满足补贴资金需求的迅速增长。若不进一步提高标准，预计2015年可再生能源电价附加资金缺口将达到330亿元左右。这对可再生能源发电企业电费结算和整个产业的健康发展将产生严重的不利影响。因此，国家决定将可再生能源电价附加标准由现行每千瓦时0.8分钱提高至1.5分钱。
国家发改委政策出台后，现在就看电网的了。徐杰称，“我们现在最最看重的就是，电网每个月的补贴能否到位。如果这个做到了，整个产业链是一大利好。盈利模型做能做得更准确，整个产业也就起来了。”
孟宪淦称，“现在剩下三个问题，一个是电网要配合，第二是电价附加能够足额收上来，第三电网能够及时足额发给光伏发电企业。这就牵扯到了管理体制的问题，怎么能够理顺。”
