2017年1-10月全社會用電量累計52018億千瓦時，同比增長6.7%，用電需求進一步增長，加之國家出臺一系列政策保障光伏發電的消納，使得棄光現象有所好轉。2017年前三季度，全國光伏發電量857億千瓦時，同比增長70%。全國棄光電量51億千瓦時，棄光率同比下降3.8個百分點，棄光主要集中在新疆和甘肅，其中：新疆棄光電量22.9億千瓦時，棄光率22%，;甘肅棄光電量14.1億千瓦時，棄光率21%，相比去年全年的棄光率大幅下降，但河北、山東前三季棄光率與2016年全年棄光率相比上升較多，分別上升了0.8、0.7個百分點。對于光伏電站運營企業特別是在西北擁有光伏電站的企業，由于上網標桿電價已經確定，隨著棄光率的降低，光伏電站的收益將持續好轉，以國電電力為例，其下屬的光伏企業2017年前三季度完成發電量.2.42億千瓦時，同比增加4.68%，上網電量2.41億千瓦時，同比增加6.18%。
2017全社會用電量1-10月份同比提升6.7%
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棄光大省的棄光率顯著下降
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二、2018電價下調幅度好于預期，電站仍具備較好收益率
發改委近日發布了關于2018年光伏發電項目價格政策的通知，降低2018年1月1日之后投運的光伏電站標桿上網電價，I、II、III類資源區的標桿上網電價分別調整為每千瓦含稅價格為0.55，0.65，0.75元，對于1月1日以后投運的、采用“自發自用、余量上網”模式的分布式光伏項目，度電補貼降為每千瓦時0.37元(含稅)，采用“全額上網”模式的分布式光伏發電項目按所在資源區光伏電站價格執行，村級光伏扶貧電站(0.5兆瓦及以下)和戶用分布式光伏扶貧項目補貼保持不變。
地面電站(非扶貧項目)的電價相對于2017的水平降低0.10元，分別測算了I類(按照有效光照時間1500h)、II類(按照有效光照時間1300h)，III類(按照有效光照時間1100h)時，全自有資金在電價調整后的收益率，在系統造價為5.5元/瓦的條件下，I類，II類，III類地區的全自有資金的IRR分別為8.64%,8.94%,8.51%，對于光伏優勢企業而言，在調整后的電價水平下仍然能夠保持合理收益率;在系統造價為6元/瓦的條件下，I類，II類，III類地區的全自有資金的IRR為7.50%，7.77%，7.36%，自有資金IRR將低于8%，考慮到光伏系統造價將在2018年持續下降，地面電站的全自有資金IRR在2018年仍將維持在8%以上，具備投資吸引力。
I類區域造價為5.5元/w的條件下,IRR超過8%
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II類區域造價為5.5元/w的條件下,IRR超過8%
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III類區域造價為5.5元/w的條件下,IRR超過8%
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當項目貸款比例為70%，還款期為十年，利率為基準利率4.9%時，三類資源區的資本金IRR同系統造價的如下圖所示，從圖中可以看出，基本上當系統造價降低1元/瓦，能夠維持電價調整前的收益率;而當系統造價在5.5元/瓦時，三類區域對應的資本金IRR也在10%以上。
貸款70%，I類區域資本金IRR隨造價變化
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貸款70%，III類區域資本金IRR隨造價變化
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