（3）建安：设计0.03元/瓦，施工（含桥架、水泥压块等辅材）0.7元/瓦，管理费用0.2
元/瓦，税费0.2元/瓦；
（4）运维费用计提0.，07元/瓦，综合考虑开发成本，平均建设造价成本5.8元/瓦左右，如果考虑到0.2元/瓦的开发成本，则一个典型分布式项目投资成本在6元/瓦左右。
对地面电站而言，需要增加土建工作量、支架用钢量以及并网设备成本共0.4元/瓦左右，再考虑到额外的开发成本以及土地取得成本，那地面电站总平均投资成本在6.4元/瓦—7元/瓦左右。
2、电站投资收益率测算。
按照上述成本考虑，按照50MW地面电站考虑租金500元/亩，银行基准利率4.9%，限电率5%计算，在一类、二类、三类（北方）的内部收益率（30%自有资金）大概在7%-8%左右。三类地区长江以南地区的内部收益率在5%左右。此外，投资人要额外承担限电、土地使用成本、补贴到账期等不确定性风险。
对分布式电站，按照自发自用分布式电站70%消纳比例测算，资金成本银行基准利率上浮10%，二类和三类地区（长江以北）收益率（30%自有资金）在9%-10%左右，投资人要额外承担电费回收、屋顶使用成本等不确定性风险。
三、目前调价幅度可能造成的影响
综合以上分析，根据成本变化情况，有序下调补贴标准，是非常必要而且合理的，但是应该保证合理的预期范围，充分考虑投资的风险因素，减少对行业的负面冲击。本次调价政策幅度超出市场预期，现将有关情况分析如下：
1、调价幅度过大导致电站投资价值下降
按以上收益率情况分析，在三类偏南方地区农光、渔光互补型的地面电站以及全额上网的分布式光伏投资基本失去价值。尤其对于最符合光伏发电特性的自发自用分布式投资而言，相对于房价高涨带来屋顶资源价值提升，导致收益加速下降而推进愈加困难。从目前市场反馈情况看，两家以上电力央企和多加启动光伏投资的国企已经明确表示，按此降价幅度不再考虑投资增量电站。
2、不利于光伏制造端的科学发展
今年“630”抢装潮后，部分光伏制造企业已经因为组件需求下降而限产停产。可以预见，再引发一轮抢装后，应用侧电站投资将更加急速下降，对制造业造成更大冲击。一方面，目前良性“研发—应用—研发”循环节奏被打破，另一方面，从经济规律上看，年度产值波动超过20%的产业均会出现大面积劳动力就业波动，如果出现不稳定情况将给行业造成严重负面形象。
3、不利于国家能源发展战略目标的实现
国家提出到2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15%，2030年达到20%的战略发展目标将受到一定影响。尤其是如果大幅度降低补贴，自发自用分布式光伏发展更加困难，相对而言的电网输配电成本始终维持在较高水平，这样即使燃煤价格企稳回升后，燃煤火电大用户直接交易仍然可以维持较大的价格空间，进而刺激燃煤火电的投资冲动。
4、本次价格下调所参考的领跑者投标价格不具有参考性
领跑者投标价无疑推动本次调价决策，但是分析看本轮三个领跑者基地低价投标的原因：一是部分央企出于配额制考虑投资布局，愿意接受极低内部收益率甚至战略性亏损情况。二是应注意领跑者基地各项边界条件不具有普遍代表性，如单体规模100MW，外线投资以及土地成本预期明朗性和部分广告效应等。
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