每個光伏發電項目對應的該地區的太陽能資源水平是客觀因素，而采用的設備先進性、限電、日常管理等因素則是人為因素。目前來看，很多地區，尤其是西部，限電的因素是影響發電量的主要原因——根據發改委的最新統計，今年1-9月全國累計光伏發電量306億千瓦時，棄光電量約30億千瓦時，棄光率為10%；棄光主要發生在甘肅和新疆地區，其中，甘肅省棄光電量17.6億千瓦時，棄光率28%，新疆（含兵團）棄光電量10.4億千瓦時，棄光率20%。國家發改委能源研究所可再生能源發展中心時璟麗研究員表示，今年9月甘肅的棄光率高達33%，新疆更是達到47%，形勢非常嚴峻。因此此部分主要分析限電對收益的影響。根據目前全國各資源區限電情況的嚴重程度，測算中按照一類資源區棄光率為10%~30%，二類資源區棄光率為5%~20%，三類資源區棄光率5%~10%考慮計算資本金內部收益率。測算結果如下：

　　由上表可以看出：

　　當一類資源區棄光率30%、二類資源區棄光率20%時，資本金內部收益率低于8%；

　　當一類、二類資源區棄光率20%、三類資源區棄光率5%~10%時，資本金內部收益率低于12%；

　　而一般企業投資光伏發電項目對資本金內部收益率的起點要求是12%。

　　因此，對比之前電價下降對收益的影響，目前限電棄光、有電無市的問題可能更需要重點關注。對企業來說，發電量上不去就相當于拿不到這部分補貼，也就相當于電價被壓縮了。

　　說到補貼，現實情況可能更嚴峻的是，受可再生能源附加費不足、補貼發放程序冗雜等影響，補貼往往不能及時到位。一方面可再生能源補貼存在缺口，一方面從企業并網發電到拿到補貼需要層層審批，最終拿到補貼時間有可能超過一年半的時間。

　　因此，本文針對補貼延遲對收益的影響也進行測算。在考慮各資源區項目10%限電的情況下，假設首年發電補貼收入按18個月后結算，第二年至第三年按12個月后結算計算資本金內部收益率，結果如下：

　　由上表可以看出，考慮了目前限電和補貼延遲的因素，光伏發電項目的實際收益可能比普遍預想的要低，甚至有可能出現虧損的情況。

　　之前有專家總結了國家自2002年至今的光伏補貼路線，總體是下降趨勢。之前補貼下降的主要原因還是因為技術進步導致的系統投資的下降。那么明天跟大家探討一下投資對收益的影響。