和之前兩次下調類似，本次調價提出，將利用降價空間適當疏導天然氣發電價格以及脫硝、除塵、超低排放等環保電價的突出結構性矛盾，促進節能減排和大氣污染防治。
　　記者了解到，當前國內煤炭發電成本在0.3元/千瓦時左右，而天然氣發電則達到0.7元/千瓦時到1元/千瓦時不等，是煤炭發電成本的2~3倍，燃氣發電廠多數處于虧本運營狀態。
　　4月1日，全國天然氣存量氣和增量氣門站價格正式并軌，直供用戶用氣門站價格同步放開，這意味著天然氣價格改革正式破冰。此次下調燃煤發電上網電價平均每千瓦時約0.02元，工商業用電價格每千瓦時下調0.018元。這其中出現的電價差額，為理順天然氣發電價格騰出了一定空間，更重要的意義是，為下一步天然氣市場化改革創造了一定條件。
　　與天然氣發電面臨的情況一樣，近年來燃煤發電環保標準不斷提高，從最初的脫硫、脫氮，到現在建設近零排放發電企業，改造成本逐漸加大，環保電價的補貼力度也隨之不斷提升。
　　政策明確，此次下調上網電價所騰出的資金，也將被用來疏導環保電價矛盾。這意味著這部分電價空間將“取之于電力、用之于電力”。廈門大學中國能源經濟研究中心主任林伯強分析，上網電價下調騰出的電價空間將被用于補貼環保電價，對于發電企業來說，贏利仍有保障。而發電企業能否獲得環保電價補貼，關鍵在于企業自身在脫硝和除塵方面是否真正取得成效。
　　和之前兩次下調不同的是，本次調價并沒有出現降價空間用于可再生能源補貼缺口的內容。雖然政策全文沒有一字涉及可再生能源價格，但是此次調價對于風電、光伏等可再生能源領域影響不容忽視。
　　目前我國風電、光伏等可再生能源價格費用實行分攤制度。可再生能源發電標桿上網電價是由當地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫、脫硝、除塵）和國家可再生能源補貼相加構成。此次電價調整，可再生能源上網電價不變，而燃煤發電上網電價下調的部分，將由國家可再生能源補貼進行補足，原本就捉襟見肘的國家可再生能源發展基金將變得愈發緊張。資金缺口加大，也會影響補貼發放的及時性。
　　“此次調價，對可再生能源來說，有利也有壓力，更是推動市場化改革的動力。”中國可再生能源協會副理事長孟憲淦在接受記者采訪時指出，此次在下調燃煤發電上網電價的同時，并沒有對可再生能源價格進行下調，短期來看，確保了可再生能源行業的利益。把目光放遠一些來看的話，燃煤發電上網電價下調，
　　意味著可再生能源和火電的上網電價價差再次拉大，可再生能源競價優勢減弱，降價壓力隨之增加。
　　政策已明確，到2020年，我國將實現風電價格與煤電上網電價相當，光伏發電與電網銷售電價相當。今年1月，陸上風電上網電價溫和下調，三類資源區風電標桿上網電價每千瓦時降低0.02元。孟憲淦透露，此次調價，將會推進光伏上網電價下調和風電電價再次下調的速度。
　　“長期來看，可再生能源與傳統能源在同一個平臺上競爭是必然趨勢，也是其從替代能源走向主力能源必須要經歷的過程。而同臺競爭的基礎就是價格。”孟憲淦指出，補貼是杠桿，但一定要起到引導式的“四兩撥千斤”作用。作為一個政策創設出來的市場，可再生能源行業應善用補貼來為自己“造血”，以此提升質量和技術，逐步降低成本，同時探索形成符合市場的商業模式，最終可以不依賴扶持，與傳統能源平價競爭。