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中国气象局发布的2015年全国平均的固定式最佳倾角首年利用小时数情况为：1）东北、华北、西北及西南大部地区在1100h以上，其中新疆大部、青藏高原、甘肃西部、内蒙古、四川西部及云南部分地区在1500h以上
800h。可见，首年利用小时数在1500h以上、800h以下的都是小数地区，大部分地区在800~1500h之间。之前武连明先生曾做过一个研究，基于理想模型获得的反算电价如图1所示。1、不考虑限电因素

，在国内建设一座光伏电站已经不是一件难事，但要保证其建成后的正常运行及收益却不是人人可以做到。造成上述问题的原因有多种，从宏观层面看，限电、补贴拖欠与融资难是如今国内电站开发商面临的三大拦路虎
。据统计，2015年我国西北地区弃光率达17.8%，其中，甘肃弃光问题突出，超过30%，新疆的弃光率也达到22%。虽然2016年国家能源局综合司发布了《国家能源局综合司关于调查落实光伏发电相关建设条件的

估算，假设光伏电站资本开资为6元/瓦，八成借贷，融资成本6%，股本内部回报率会降至10%或以下;若限电情况不变，Ⅰ类资源区的股本内部回报率会低至5%;新疆、甘肃个别项目若机组利用率只有1100小时
，更可能陷入盈亏边缘。最终导致限电区域内新项目大减。大摩亦就光伏电站投资回报作出估算。Ⅰ类资源区的股本内部回报率与项目内部回报率会由现时11.7%、8.2%，降至4.6%及5.1%;Ⅱ类资源区由

开资为6元／瓦，八成借贷，融资成本6%，股本内部回报率会降至10%或以下；若限电情况不变，Ⅰ类资源区的股本内部回报率会低至5%；新疆、甘肃个别项目若机组利用率只有1100小时，更可能陷入盈亏边缘。最终
导致限电区域内新项目大减。大摩亦就光伏电站投资回报作出估算。Ⅰ类资源区的股本内部回报率与项目内部回报率会由现时11.7%、8.2%，降至4.6%及5.1%；Ⅱ类资源区由12.9%、8.8%，降至7.1

、甘肃西部、内蒙古、四川西部及云南部分地区在1500h以上；2)陕西南部、河南、安徽、江苏、四川东部、湖北大部、江西、湖南东部、浙江、福建、台湾、广州、关系中南、贵州西南部在800～1100h之间。3
，基于理想模型获得的反算电价如图1所示。1、不考虑限电因素、不考虑补贴拖欠情况、不考虑通货膨胀因素；2、采用现行增值税和所得税政策，电价执行时间为20年，最后五年电价取值0.3元/kWh；3、组件首年衰减

最高的40%下降到目前的10%左右，甘肃某电站从限电70%下降至目前的15%左右。真正的病根还是来自于光伏产业自身。一个不靠补贴就赚不了钱的行业，一个以低碳为标志却实则高能耗、高成本的行业，从一开始就是
，光伏发电就会被弃光限电。比如，去年全国平均弃光率达14%，最高地区甘肃省弃光率达到40.2%。从能源属性来看，光伏并不是最优的策略，那为何要有巨额的补贴来催肥这个市场？一来要希望通过补贴带动下游电站需求

已经从去年最高的40%下降到目前的10%左右，甘肃某电站从限电70%下降至目前的15%左右。真正的病根还是来自于光伏产业自身。一个不靠补贴就赚不了钱的行业，一个以低碳为标志却实则高能耗、高成本的行业
电源，电网经营单位调峰能力有限，并不乐于接受光伏系统的电网接入。当无法顺利调峰时，光伏发电就会被弃光限电。比如，去年全国平均弃光率达14%，最高地区甘肃省弃光率达到40.2%。从能源属性来看，光伏

2016年初中国气象局发布的2015年全国平均的固定式最佳倾角首年利用小时数情况为： 1)东北、华北、西北及西南大部地区在1100h以上，其中新疆大部、青藏高原、甘肃西部、内蒙古、四川西部及云南
电价如图1所示。 1、不考虑限电因素、不考虑补贴拖欠情况、不考虑通货膨胀因素; 2、采用现行增值税和所得税政策，电价执行时间为20年，最后五年电价取值0.3元/kWh; 3、组件首年衰减2.5

6所示表 5：陆上风电的保障性收购小时数及保障收益表 6：光伏电站的保障性收购小时数及保障收益注：由于3类资源区不限电，保障小时数是根据实际发电小时数估算。从表5、表6
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