光伏电站的投资收益主要取决于电价、建造成本、设备利用小时数、杠杆比例、融资成本等综合因素。为厘清本次电价下调对光伏电站盈利空间的影响，还必须对光伏企业成本作进一步考量。
从成本端考虑，影响光伏电站经营效率的因素很多，包括装机容量的大小、光照的强弱、系统效率的高低、财政补贴的多少、融资比率的高低、项目建造成本以及运维成本的高低等，其中建造成本会影响企业的折旧，从而影响企业的生产成本，对企业盈利空间影响很大，此外，财务费用对电站盈利空间也具有重要影响。光伏电站的建造成本主要由前期开发费用、设备成本和EPC成本组成，三者分别约占项目建造成本的5%、80%和15%，项目设备主要包括组件、逆变器、支架和电气系统（含电缆）等，组件成本约占设备成本的65~70%，占总建造成本的40%以上。根据wind数据显示，截至2016年9月末，光伏组件价格较2015年末下降27.57%，估计建造总成本降幅约15%（新增装机建造成本6~8元左右）。
为测量电价下调后光伏电站的收益情况，中债资信做如下推算，并假设：
（1）调价执行后光伏电站的建造成本降至7元/瓦。随着技术进步，光伏电站的建造成本近年来呈下降态势，已逐步由前期的超过10元/瓦降至目前8元/瓦左右，预计伴随着技术进步，未来建造成本将会继续呈下降态势。
（2）一、二、三类资源区的设备利用小时数分别为1500小时、1400小时和1200小时。国家发改委和国家能源局今年5月发布了《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，并规定了相关地区最低保障收购利用小时数，并规定未达最低利用小时数的地区，不得新开工建设光伏电站项目。本次测算中，一、二类资源区设备利用小时数参考了该政策规定的保障最低利用小时数。
（3）假设全部以自有资金投资。杠杆比例和融资成本会显著影响项目的投资收益率，作为基准情况，本文假设项目全部以自有资金投资。
（4）项目周期20年，系统年衰退率0.8%，残值10%，年运维费用为收入的5%。
基于以上假设，关于调价后各类资源区的内部收益率测算情况如下：
基于以上假设及测算，主要结论如下：
（1）降价后，各类资源区投资内部收益率均显著下滑，在此影响下，未来光伏电站投资或将大幅放缓；其中I类资源区内部收益率降至5.18%，降幅最为明显，即便考虑财务杠杆的影响，若债务资金成本不足够低，举债亦无法提高权益资本的回报率，未来I类资源区可能面临投资急刹车的情况，而相对而言，Ⅱ、Ⅲ类资源区的装机占比或将有所提高。
（2）内部收益率对于设备利用小时数敏感度很高，未来若一二类资源区利用小时数不及预期，则投资收益前景将较预测值更为悲观，I类资源区新增电站投资可能会陷入亏损。本次测算对一、二类资源区年利用小时数较2015年实际利用小时数（全国1，133小时、新疆1，042小时、甘肃1，061小时）大幅提升，实际运行情况可能不及预期，内部收益率仍可能存在一定程度高估。比如，若Ⅰ类资源区年利用小时数下降至1，000小时，内部收益率将降至1.78%。目前，Ⅰ类资源区由于当地消纳能力不足、外送条件有限，存在较为严重的弃光限电现象，2016年上半年，光伏发电量133.8亿千瓦时，弃光电量32.8亿千瓦时，弃光率19.7%，主要发生在甘肃和新疆地区。虽然国家已出台最低保障性收购利用小时数文件，但在当前能源过剩的背景下，执行效果尚有待观察。
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