电价调整应以实现国家承诺为出发点。通过《巴黎协定》，我国已向国际社会郑重承诺，到2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15%。除水电外，可再生能源要承担重要发展责任。按国家规划，“十三五”末光伏并网装机要达到1.5亿千瓦的规模，即到2020年前，年新增装机规模要保持在约2000万千瓦左右。大幅下调电价必然影响投资信心，危及国家非化石能源承诺目标的实现，极大影响我国的国际形象。此外，《巴黎协定》目前已被全球70多个国家正式批准，将于11月4日正式生效，此时下调电价更应慎重考量。
电价调整应以确保产业健康发展为宗旨。光伏作为我国鲜有的能引领全球发展的战略性新兴产业，对拉动就业提振经济和带动我国产业优化升级意义深远。目前，我国光伏产业体系已相对完善，总装机容量居世界第一;上半年电池片、组件出货量均居世界第一;核心技术进步明显，光伏转化效率屡创世界新高。光伏现阶段只有维持足够大的新增市场规模，稳定上下游产业链的基本利润水平，才能保证一定的研发投入以不断推动技术进步和成本持续降低。但目前产业发展仍面临补贴严重滞后、西部弃光限电严重、分布式光伏发展远低于预期等难题。大幅下调电价将严重影响利润水平，进而打破行业发展节奏。
电价调整应以科学的成本和收益测算为依据。今年，随着组件等设备价格的下降，光伏项目成本经历了较大变化。为合理估算光伏项目的投资回报，进行财务测算如下：项目资本金30%;银行贷款70%，贷款期限15年，贷款利率4.9%;初始投资6.5-7元/瓦，固定资产折旧年限20年，5%残值;电价补贴时间为20年，最后5年电价按0.3元/千瓦时;年度运维费0.07-0.1元/瓦;组件按照首年衰减2.5%,以后每年衰减0.8%;按照光伏电站现行的税收政策。对地面电站，在一定的资本金内部收益率前提下，测算上网电价如下(单位：元/千瓦时)：若Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区年满负荷等效小时数按1400、1300、1200，以较低的投资水平6500元/千瓦估算，电价分别达到0.629、0.680、0.739元/千瓦时以上，资本金内部收益率才能超过8%;电价分别达到0.677、0.731、0.794元/千瓦时以上，资本金内部收益率才能超过10%。但上述测算是理想情况，实际投资成本可能更高，如有的地方会征收资源费或摊派公共设施建设费，贷款利率高于基准利率，土地成本、人力成本不断增加;运行中更有弃光限电、补贴滞后、组件衰减超过预期等风险，整体上讲，投资收益远没有测算的乐观。若以国家发改委征求意见稿Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区光伏上网电价0.55、0.65、0.75元/千瓦时测算，远不能满足行业普遍资本金内部收益率10%的最低要求，光伏的投资热情将受到重挫。
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