一、利用小時數
由于本地消納能力不足，導致利用小時數≠光照小時數，此情況多發生在西北部地區，為了提高部分地區的利用小時數，國家能源局出臺多項解決辦法。（1）棄光率超過5%不再新增指標；（2）建設特高壓外輸通道；（3）保障性收購；（4）能源局要求2020年棄光率下降至5%以下。利用小時數提升1%，IRR提升0.2-0.3%。由于西北部地區可利用小時數偏低，新增裝機向中東部轉移趨勢顯著。
二、系統成本
當前階段系統成本多在5-6元/W之間，發電側平價需達到4元/W以下，度電成本光伏0.5元/kWh左右，尚未平價，降本驅動前期依靠規模效應，后率提升依靠效率提升。系統成本每降低0.1元/W，IRR提升0.4%。
三、補貼
光伏電站按光照強度分三類地區，根據實際發電量予以補貼，一旦并網，補貼力度不變，補貼20年，由于補貼來源于可再生能附加，而非財政，補貼存在缺口和拖欠問題嚴重。目前該補貼目錄發至第六批（2016年9月發布），涵蓋至2015年2月底前并網的電站，此后便停止更新，也就意味著截至17年底，有165.19GW項目無法收到補貼，其中風電67.82GW，97.37GW。補貼拖欠直接影響項目現金流，進而對項目收益率產生負面影響，根據測算，假設補貼拖欠在項目建成之后1-5年發放，對于光伏項目的收益率影響將達到1-3%。
四、資金成本
由于政策導向，光伏市場目前已經聚焦在分布式光伏項目上，由于項目規模相對較小、風險較大，資金成本較低的央企、國企對未建成項目并不感興趣，目前真正投資建設的投資公司融資成本逐月上升。這些投資公司建設期融資成本一般在9-12%，運營期融資租賃成本大約8-12%，穩定期金融成本大約在6-8%。資金成本上調1%的情況下，資本金收益率將下降0.8-1%。
