8月30日，国家发改委价格司发布《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》（发改价格[2013]1638号），明确分布式光伏发电项目的度电补贴被定为0.42元/千瓦时，地面电站根据所在区域不同，电价分为0.9、0、95和1.0元/千瓦时三档。
0.42元/千瓦时相比今年3月征求意见稿中的0.35元/千瓦时，提升了20%。区域标杆电价中最低一档的0.9元/千瓦时相比征求意见中的0.75元/千瓦时也提升12%。
“这一系列电价比想象的要好，加上国家的增值税政策变化加的几分钱，盈利前景还不错。”航天机电总经理徐杰接受记者采访时如是评价。
而在出台三区域标杆电价、分布式补贴细则的同时，国家发改委还将光伏发电补贴的资金来源，即可再生能源附加由之前的8厘钱每度提到了1.5分每度。
中国在可再生能源发展上有着雄心勃勃的计划。今年7月，国务院出台《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，提出2013到2015年，年均新增光伏发电装机容量10GW（1GW=1000MW，1MW=1000KW）左右，到2015年总装机容量达到35GW。光伏应用快速增长的背后是对补贴资金的巨大需求，这便需要提高可再生能源附加作为支持。
“1.5分每度的可再生能源附加，在2015年之前肯定没有问题。甚至2017年乃至2018年的补贴支出也都预留进去了。”国家发展和改革委员会能源研究所研究员时璟丽对记者称。
中国可再生能源学会副理事长孟宪淦则解读称，现在，定价机制、分类区域标杆电价、分布式光伏电价、可再生能源附加上调，这一系列的事情，都是互相关联的。其出发点，是保证（光伏业）发展目标能够实现。
“不过能否实现的关键，还要看三个问题，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。”孟宪淦说。
值得一提的是，国家发改委还将燃煤发电企业脱硝电价补偿标准由每千瓦时0.8分钱提高到1分钱；对烟尘排放浓度低于30毫克/立方米（重点地区20毫克/立方米）的燃煤发电企业实行每千瓦时0.2分钱的电价补偿。
上述价格调整，不涉及到终端电价变化，由发电企业消化。上述电价调整自今年9月25日起执行。
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与以往全国除西藏地区外统一上网电价的政策不同，如今国家发改委根据各地太阳能资源状况和工程建设条件，将全国分为三类太阳能资源区，制定了相应的标杆上网电价。光伏电站标杆上网电价高出当地燃煤机组脱硫、脱硝标杆上网电价的部分，则通过可再生能源发展基金进行补贴。
其中，宁夏、青海、新疆、内蒙古一些光照条件较好的地区作为Ⅰ类资源区享受0.9元/千瓦时电价，北京、天津,以及东北、河北、云南、四川等地区作为Ⅱ类资源区为0.95元/千瓦时电价，其余地区作为Ⅲ类资源区享受1.0元/千瓦时电价。此前不分区电价的执行标准为1元/千瓦时。
这一分区标杆上网电价适用于今年9月1日之后备案（核准），或是9月1日前核准，但在2014年1月1日之后投运的项目。执行期限原则为20年，但随着光伏发电规模和成本变化将逐步对电价进行调减。
大型地面电站根据各地光照条件的不同，分成四类资源区，施行0.75、0.85、0.95与1元/度四个区间上网电价。
时璟丽称，变化主要是把电价最低的区域并入了其他区域，比如说把原来青海新疆地区，并到了原来的第二类和第三类。“原来的考虑是，青海的光照资源最好，发电成本低，电价可以稍微低一些。”
