中国能源资讯网通常光伏业内衡量电站收益的两大指标为内部收益率及度电成本。内部收益率（IRR）为25 年光伏项目净现金流贴现，使得净现值为0的贴现率，一般要求高于8% 。度电成本（LOCE）为25年光伏总成本（投资 +运维 +利息）/总发电量，目前平均水平为0.5元/kWh。通过分析，可以看出，影响以上两大收益指标的因素主要有以下四个：利用小时数、系统成本、补贴以及资金成本，本文分别分析下这四个主要因素对收益率的影响。
一、利用小时数
由于本地消纳能力不足，导致利用小时数≠光照小时数，此情况多发生在西北部地区，为了提高部分地区的利用小时数，国家能源局出台多项解决办法。（1）弃光率超过5%不再新增指标；（2）建设特高压外输通道；（3）保障性收购；（4）能源局要求2020年弃光率下降至5%以下。利用小时数提升1%，IRR提升0.2-0.3%。由于西北部地区可利用小时数偏低，新增装机向中东部转移趋势显著。
二、系统成本
当前阶段系统成本多在5-6元/W之间，发电侧平价需达到4元/W以下，度电成本光伏0.5元/kWh左右，尚未平价，降本驱动前期依靠规模效应，后率提升依靠效率提升。系统成本每降低0.1元/W，IRR提升0.4%.
三、补贴
光伏电站按光照强度分三类地区，根据实际发电量予以补贴，一旦并网，补贴力度不变，补贴20年，由于补贴来源于可再生能附加，而非财政，补贴存在缺口和拖欠问题严重。目前该补贴目录发至第六批（2016年9月发布），涵盖至2015年2月底前并网的电站，此后便停止更新，也就意味着截至17年底，有165.19GW 项目无法收到补贴，其中风电67.82GW，97.37GW。补贴拖欠直接影响项目现金流，进而对项目收益率产生负面影响，根据测算，假设补贴拖欠在项目建成之后1-5 年发放，对于光伏项目的收益率影响将达到1-3%。
四、资金成本
由于政策导向，光伏市场目前已经聚焦在分布式光伏项目上，由于项目规模相对较小、风险较大，资金成本较低的央企、国企对未建成项目并不感兴趣，目前真正投资建设的投资公司融资成本逐月上升。这些投资公司建设期融资成本一般在9-12%，运营期融资租赁成本大约8-12%，稳定期金融成本大约在6-8%。资金成本上调1%的情况下，资本金收益率将下降0.8-1%。
