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%。
