一、利用小時數(shù)

　　

　　由于本地消納能力不足，導(dǎo)致利用小時數(shù)≠光照小時數(shù)，此情況多發(fā)生在西北部地區(qū)，為了提高部分地區(qū)的利用小時數(shù)，國家能源局出臺多項解決辦法。（1）棄光率超過5%不再新增指標(biāo)；（2）建設(shè)特高壓外輸通道；（3）保障性收購；（4）能源局要求2020年棄光率下降至5%以下。利用小時數(shù)提升1%，IRR提升0.2-0.3%。由于西北部地區(qū)可利用小時數(shù)偏低，新增裝機向中東部轉(zhuǎn)移趨勢顯著。
 

　　
 

　　二、系統(tǒng)成本

　　

　　當(dāng)前階段系統(tǒng)成本多在5-6元/W之間，發(fā)電側(cè)平價需達到4元/W以下，度電成本光伏0.5元/kWh左右，尚未平價，降本驅(qū)動前期依靠規(guī)模效應(yīng)，后率提升依靠效率提升。系統(tǒng)成本每降低0.1元/W，IRR提升0.4%。
 

　　

 

　　三、補貼

　　

　　光伏電站按光照強度分三類地區(qū)，根據(jù)實際發(fā)電量予以補貼，一旦并網(wǎng)，補貼力度不變，補貼20年，由于補貼來源于可再生能附加，而非財政，補貼存在缺口和拖欠問題嚴(yán)重。目前該補貼目錄發(fā)至第六批（2016年9月發(fā)布），涵蓋至2015年2月底前并網(wǎng)的電站，此后便停止更新，也就意味著截至17年底，有165.19GW項目無法收到補貼，其中風(fēng)電67.82GW，97.37GW。補貼拖欠直接影響項目現(xiàn)金流，進而對項目收益率產(chǎn)生負面影響，根據(jù)測算，假設(shè)補貼拖欠在項目建成之后1-5年發(fā)放，對于光伏項目的收益率影響將達到1-3%。

　　

　　四、資金成本

　　

　　由于政策導(dǎo)向，光伏市場目前已經(jīng)聚焦在分布式光伏項目上，由于項目規(guī)模相對較小、風(fēng)險較大，資金成本較低的央企、國企對未建成項目并不感興趣，目前真正投資建設(shè)的投資公司融資成本逐月上升。這些投資公司建設(shè)期融資成本一般在9-12%，運營期融資租賃成本大約8-12%，穩(wěn)定期金融成本大約在6-8%。資金成本上調(diào)1%的情況下，資本金收益率將下降0.8-1%。