大家好！今天让小编来大家介绍下关于光伏1元irr_光伏用地政策的问题，以下是小编对此问题的归纳整理，让我们一起来看看吧。
文章目录列表:
1.融资租赁与光伏电站结合的模式2.光伏用地政策
3.新能源价格补贴退坡对太阳能光伏器件制造企业的成长性影响有哪些？
融资租赁与光伏电站结合的模式
融资租赁与光伏电站结合的模式
引导语：融资租赁与光伏电站是如何结合的?有哪几种模式?下面是相关的分析资料，欢迎大家阅读学习。
国内电站运营商在融资环节引入融资租赁模式,对民营企业在分布式电站领域突破融资瓶颈具有重要意义。一方面可以融合取得项目批复公司与民间资本双方的优势，另一方面也可以解决PPP模式中公共设施的服务性、长期性和民间资本的获利性两方面需求。更为重要的是，融资租赁模式可以较为妥善的解决政府与企业的利益分割问题。
融资租赁对光伏行业的意义
融资租赁是指出租人与承租人签订租赁合同,与设备供应商签订购买合同,由供应商交付租赁物给承租人,承租人向出租人支付租金的模式。租赁本质上是为了使用资产而非获得资产,天然兼具服务和融资模式。光伏电站的开发运营类似于经营性物业,现金流稳定,适合引入融资租赁模式。融资租赁可优化运营商的资产负债结构和盈利模式,在提高杠杆的同时保持较高的信用评级。
国外融资租赁的模式创新Solarcity模式
以Solarcity、SunRun和Sungevity为代表的公司在美国加州和新泽西等地区开展光伏租赁业务,为用户提供光伏系统的设计、安装和维护,通过收取客户的租赁费,在未来20年内获得持续稳定的.现金流。对于用户,通过该模式能以低成本或零成本获得光伏发电系统,并在未来使用中减少电费支出。在融资环节,Solarcity与Google、产业资本等投资的基金通过合资、转租和返租的形式,解决了租赁模式在初期高投入导致的资金短缺问题。各类基金在合作中可享有政府补贴及项目的投资收益,参与积极性高。在运营环节,用户以出让屋顶为代价可获取低电价的优惠,电力公司也能获得(收购-销售)电价差的效益。
Solarcity的租赁模式对国内有
借鉴意义，但近期难以推广
不同于美国的ITC、加速折旧税盾和绿色电力证书(REC),国内的FIT和度电补贴政策红利在产业链上的分配不均衡。电站开发商和系统集成商是主要受益者,但投资方和终端用户参与动力有限。美国加州等地的日照资源和销售电价?双高?,是推广理想地区。但国内销售电价和日照资源呈负相关,影响电站收益率。超过85%的美国居民拥有独栋住房,而国内城市以商品房住宅为主,农村的用电需求和经济相对较差,也限制Solarcity模式在国内的推广。国外资金成本低,7-8%收益率有吸引力,国内则不然。
国内融资租赁与光伏电站的结合模式融资租赁公司可为电站的建设运营提供直租和售后回租的服务,中电投和爱康科技率先开展光伏电站融资租赁业务。我们认为,租赁模式可提高电站项目的财务杠杆比例(二次加杠杆),提升资金使用效率,对电站运营商突破融资瓶颈具有重要意义。虽然资金成本的上升影响短期利润释放,但IRR和ROE都有一定提升。此外,光伏企业还能与融资租赁公司合资成立电站运营平台,类似Solarcity与基金合作并进行利润分成的模式,在国内尚未有先例。
我国光伏电站的几种融资租赁模式1直接租赁模式
2售后回租模式
3经营性租赁模式
4经营性售后回租模式
融资租赁案例
中电投集团旗下的上海融联租赁对中电投云南子公司的20MW地面电站开展了直租业务,爱康科技将持有80%股权的子公司青海蓓翔65MW电站资产出售给福能租赁,后者再把资产返祖给青海蓓翔运营。
总体而言,国内电站运营商在融资环节引入融资租赁模式,对民营企业在分布式电站领域突破融资瓶颈具有重要意义。Solarcity的成功与美国的特殊政策、电力、资源和经济环境密不可分,其模式在国内暂时难以模仿,带来更多的是融资模式创新的思考,有待政策配套和电力价格体系的完善。
;光伏用地政策
先来说一下光伏是什么，光伏其实就是太阳能光伏发电系统的简称。也就是说光伏是新能源的一种。
显然，中国的光伏已经发展到世界前列的水平了！中国光伏已成为世界光伏！但是一提起光伏，大家好像对它的影响差了点，以前大家都以为是“传销，不实用，甚至是补贴骗钱”。
其实，包括德国在内的很多欧洲国家，从2004年开始，光伏就已经在大规模商业化的发展了！从2009年左右无锡开始，中国光伏，已然就开始了节节攀升的状态！而到现在，中国在光伏产业链中的所有环节，都在全球遥遥领先，全球前十的多晶硅制造企业，就有七家来自中国 ！而华为更是全球最大的逆变器厂商！占据海外将近百分之十七的份额！
所以未来我国的光伏一定是世界顶级产业！发展前景一定会越来越好！
因为光伏行业，既解决环保，又节约能源
一、底层逻辑
光伏这个行业，十年前大家都知道它有前途，段永平也买过它，行业也出了几个首富，但是这个行业相当坎坷，腥风血雨一晃十年了，现在才最终走出来了，标志就是光伏的电可以平价上网了。
行业正在开始极大增长，可能大多数人对这个感受不深，只知道光伏电比传统能源便宜了，所以要大增长了，没有深刻感受到这个厉害。所以我要先讲讲这个，才便于理解一些推论，先讲原理，再推论，这是理工科的思维。
进入19年后，组件1.5元/W的时候，我算了下投资光伏电站的内部收益率在中国已经很容易达到12%了，光伏电站运行20年内，没有补贴的IRR=12%！这是什么意思？意思差不多是你有每年12%的无风险收益，部分项目甚至达到了18%。光伏电站运行起来，风险是很小的，签20年电网合同，也不需要原材料、人工、管理等大波动。你建个房子出租，还不知道会不会没租客，租金会不会降呢对吧？
大家知道投资基本就看十年期国债，认为这个是无风险收益的标杆，债市、股市、理财等等一切都受这个十年期国债的影响，以这个为比较基准，中上风险的投资如果能达到十年期国债收益的2倍就不错，也就是差不多3.25%每年的2倍，6%到8%。投资接触少的人，可以看看理财产品，4%左右就差不多了现在。保险公司或者银行投资个光伏电站，每年挣12%，然后给你4.5%，你还屁颠屁颠的会买，他们会有无穷多的钱建光伏电站。
那些自忖主业水平不高的企业，也搞一大堆光伏电站，以后有持续的现金流吊着。这比某个著名企业靠自己超市吊现金流要牛逼多了。你们自忖投资股票，这20年内年化收益有多少才能匹敌这个无风险的IRR12%？100万等贷款还款期过了，你剩下12年每年可以拿到33万到40多万（看不懂这个的多学习）。有这个养老谁喜欢来股市？
对于企业来讲，光伏电站很容易建，光伏电站的产品基本还看不到市场饱和问题。火电赚钱的时候，一般人还建不了火电，但是光伏容易，建光伏要不了多大资质，3个月就搞定。一算账有钱赚能立马找地开搞（简化了申报、找地、电力接入等描述，但是总之比火电容易百倍）。
资本都是逐利的， 谁能拒绝这个诱惑？18年的时候，石化+核电新增装机量加起来都比不过光伏的新增装机了，今年组件从18年的3元多降到1.4元了，想想是什么情况？以前隆基的钟总说：全球电力25%用光伏的话，十年之内光伏电站每年新增就要达到1000GW，是现在的8倍多。现在看估计6年之内可以达成。
2020年供求极大失衡，先是疫情、现在又是硅料，但是理性的人可以看到更多东西。
二、组件环节
组件这个环节，以前最没技术含量、利润最低、产品同质，以前每年就5%以内的利润率，常常只有2%的利润，传统大厂都在海外上市，估值又低融不到资，负债奇高。
17年以后这个环节变化很快，什么5BB、9BB、叠焊、拼片、高密度封装、双面双波等等小技术浪涌，使得小厂迅速关门，以前传统大厂也不一定跟的住节奏，像晶澳现在还以5BB为主。17年以前的组件产线，很多已经改不了后面的技术了，新的产线投资资金门槛高了80%，传统大厂比如天合、晶科、晶澳等，哪个不是有4/5GW的产线废了武功？但是他们负债本来就很高，很难处理这些老产线，二三线组件厂家想想什么处境？新大厂如隆基乐叶财大气粗，以前没有很大的组件产能，去年把17年以前的老组件产线便宜卖了，做了1个多亿的资产减值。
上面说的什么？产业门槛提高、产业集中。现在基本有共识，组件以后就剩下十来家主要玩家，前五玩家占一大半市场，前三玩家占一半市场。前三玩家必有隆基和晶科，剩下一个会是谁呢，还看不清楚，天合和晶澳的希望最大。
19年底组件还要1.9元到2元，由于疫情，短短四五个月价格就跌倒1.4这个档次了，这是由于供需极度失衡。上面我已经做了原理逻辑分析了，组件供需平衡后，我估计组件价格会在1.5元到1.7元之间会维持很长一段时间，组件环节会逐渐有丰厚的利润，低于1.5元需求会疯，供给跟不上这么疯。上面说了产业集中和利润回升这两个问题，还有一点值得一提，其实组件这个环节比较特殊，还自带一点To C属性，渠道是个重要附属物，大格局已定后，小企业以后想翻身很难了。组件环节集中后，手握终端市场，对上的话语权会提高。
三、电池环节
电池环节传统上会被组件大厂向上延伸，目前纯电池厂家（无组件）主要就是通威和爱旭，但是组件产能最大的却不是他们，而是隆基。
电池效率以前晶澳是王者，可惜它给的待遇不好，成了业界的电池黄埔军校，以前是天合晶澳，现在是隆基和晶科轮流引领效率。
电池的成本，去年是通威是独一档的王者，现在它和第二档的差距缩小了很多，隆基号称和它差不多了。电池环节的成本主要是靠设备的先进、产能的规模，而不是靠制造业的精细管理，尴尬吧。当然通威在饲料行业的精细管理经验极大的帮助了它。
电池有人说这个环节利润低、技术更新快，是个“垃圾环节”，希望技术更新慢点，我不同意，这是不懂商业规律。19年的时候，通威和隆基都表示过，一条电池产线是2年多一点回本，这个环节只是利润率低，利润并不低的，要知道一般制造业是8年回本的。而且所有有电池的公司都在飞快扩产电池产能，这已经说明了一切。
电池一投就是整个产线，所以会偶尔过剩。
电池环节我不认为会很出彩，上有高度集中的硅片环节，下游越来越集中的组件环节，而且下游的组件厂都有自己庞大的电池产能，这个环节能量产的技术大家也差不远，怎么能出彩？
但是钱还是会赚的。但是电池面临的大风险是最大的，钙钛矿等技术可能会彻底颠覆这个环节。
四、硅片环节
从硅片往上，安全性就越高，因为硅基还不能被覆灭，钙钛矿HIT等都是对硅基的补充，没有大的风险。硅片这个环节，是集中度最高，门槛最高的环节，目前是双寡头：隆基和中环，以后可能会隆基独大。硅片隆基有绝对的优势，可能2年内优势还赶不上。
一是传统工艺参数经验很多，研发力量很强，比如CCZ协鑫是买的，中环是和协鑫合作办厂得到一些的，但是隆基是自己研发的；比如气体回收，今年炒的还没火起来，才知道隆基4年前就气体回收了，19年隆基的非硅成本0.85的时候，中环、晶科一个是1一个是1.05。现在隆基已经不公布具体多少了，它自己说已经接近极限了。
二是掺嫁这个工艺，好像只有晶澳和隆基向越信拿了专利，前者是买后者是互相授信，越信的主要掺嫁专利在大部分地区到期，还有其他掺嫁专利没过期。国内掺嫁一共24个专利，隆基独占18个专利，数字可能不精确，但是大概是这么样子了。
三是隆基的供应线是自己独有的，控制系统也是自己的，它的老炉子折旧完了的，改改还能用，据公布的数字比其他厂家的新炉子差距10%以内，新炉子超过同行的新炉子。
你看今年，疫情的时候，有新玩家进来，隆基的硅片面临竞争，比二线同行贵2毛，成本还低2毛，一直降价降到新玩家不跟降了，据我计算还有26%的毛利；硅料供给出问题的时候，隆基直接刚性涨价，把涨价传导下游（我觉得这个才是合理的，涨到需求缩下来，等新疆的硅料解决），想想多可怕。但是硅片差距以后应该会缩小。
由于整个行业飞速增长，硅片环节只要隆基扩产到适度过剩，其他玩家想过好日子是比较难的。估计隆基的利润率也会降下来，净利润15%已经在制造业很好了，制造业量大周转快。
五、硅料环节
硅料这个环节，自从国内改良西门子法突破后，就没有大的技术门槛了，只是扩产周期比较长，两年多三年吧，所以弹性小。最近硅料紧缺，涨的很高，但是我认为是短期现象，把需求降下来价格就平衡下来了。关于硅料我在驳治雨的一文中说的比较多，这里不多说了。
有人幻想硅料会涨起来一去不复返，我认为不会的。上半年硅片大战，把硅料压的只有2家满产，其余或减产或检修，有的还永久停工，可以看到目前地位差别。硅料200GW的总产能，永久停了一部分，但是陆续开个150GW还是开的起来的，明年虽然行业飞增，但是150/60GW就差不多了，没有什么缺口，2021年底新产能就开出来了，硅料搞不好会进入永久的安静期。硅料属于大化工，利润也一般，其他环节很少会往上延伸到这个环节。
六、辅材和设备
不可否认有些东西会有阶段性机会，比如玻璃（建立在时间差上面），还有些有更安全的增长，比如EVA/POE（建立在过剩、微利上面）。但是光伏的辅材、设备没有比较难的东西，没有什么门槛性强的，而且光伏主线已经是在行业还没有进入平稳期就已经决出来了大玩家，这些支线很难有长期的大机会，很难有超越主线的长期机会。
读一读日本金刚线的故事就知道了，光伏主线厂家很容易扶持一家对手出来。
因为传统能源越来越稀缺
已经爆发过了。即将迎来的是持续爆发，能否持续，要看储能技术的发展，光伏虽然属于新能源，但发电的稳定性相比热电，核电要差。如果储能技术没有突破，持续大爆发可能性要大打折扣。
在哪看出来的？明明还要下跌20%左右才会止跌，等创业板指数在2200左右就可以抄底了。
垃圾电，爆发啥，顶多吃点大基建的红利
光伏行业既解决环保，又节约能源[呲牙][呲牙][呲牙]
卖不出去，只能出口转内销了
因为光伏是最安全的清洁能源。水电建设会对生态和环境造成破坏，丰水期放水导致下游涝灾，枯水期蓄水导致下游旱灾；大坝也可能成为反动势力破坏的目标，一旦被炸，水漫金山。核电技术虽然很好，但核泄漏还是时而有之，核废料处理也难。火电污染大，就不必赘述，光伏没有污染没有泄露风险也不会对周围环境产生不利影响。
光伏的建设成本低，一家几万块就能建，而且光伏发电转化率也逐年提高 ，成本也在逐渐追平火电。光伏也不挑建设环境，只要光照充足就可以搞，而且光伏对治理环境也有好处。比如在沙漠边缘的光伏板，形成了阴凉，洗光伏板时的水使沙土有一定水分，长出了草，养羊为农民增收。核电和水电很挑环境，离水远了搞不了核电，河流高度差小搞不了水电。
基于上面说的优点，国家后续会大力发展光伏，让它的占比逐渐提高，减少对火电的依赖，让电最终大多数是绿电。因为国家后面肯定要大力发展电动车 ，淘汰燃油车，如果电动车还用煤发的电，其实就是脱裤子放屁，没起什么改善环境的作用。用风光水核发电，用清洁能源驱动 汽车 ，才是有意义的。将来，农村的屋顶，城市高楼的屋顶，沙漠戈壁等地方都可以安装光伏电板，所以只要国家大力搞，市场广阔，行业发展巨大。国外也是一样，有些连水电核电都不太想用，太阳能会是很好的替代 。
新能源价格补贴退坡对太阳能光伏器件制造企业的成长性影响有哪些？
OFweek太阳能光伏网讯：一般观点认为，农业光伏用地属于设施农用地，也就是在设施农业项目区域内直接用于农产品生产的设施用地，属于国土资源部积极支持范围，按照农用地实施管理，不需办理农用地专用审批手续。设施农业用地占用耕地的，只需在生产结束后按规定进行土地复垦。
然而这一观点仍存在分歧。据世纪新能源网近的道，云南省国土资源厅、云南省农业厅联合调研组在农用地管理情况调研中认为，根据国土资源部的现行政策，农业光伏用地属于建设用地，应办理农用地转用和土地征收手续。如果按照这一解释，农业光伏项目用地投资成本将至少增加5%，如果所用土地是耕地，还需要履行耕地占补平衡义务。
如果农业光伏属于建设用地，按照一般县级建设用地价格，电站投资者将面临以下新增成本：
1．新增建设用地有偿使用费：8元/平方米；
2．防洪保安基金：1000元/亩；
3．征地管理费：征地总费用的4%；
4．出让金业务费：基准地价×用地面积×1%；
5．耕地开垦费：年产值（1500元）（三年年平均产值）×9倍=13500元/亩。
在实际业务中，农业光伏项目通常采用土地租赁或光伏发电效益共享模式，因此即使定性为建设用地，大部分项目并不需要缴纳征地管理费和土地出让金。然而新增建设用地有偿使用费、防洪保安基金、耕地开垦费却是必不可少的。通常每1MW光伏电站占地面积是30亩左右，农业光伏项目由于阵列间距较大，每1MW电站占地面积约50亩。照此计算，在建设用地属性定义下，每100MW农业光伏项目需要增加土地成本高达9900万元，相当于直接投资成本增加12%左右。目前农业光伏项目平均IRR在11%左右，土地成本增加会导致IRR直接下降1个百分点，度电成本增加3分钱。
虽然农业光伏用地属性暂时没有定论，但投资者已做好政策风险应对措施。在云南开发某大型农业光伏项目的开发商代表指出，降低土地政策风险的最佳手段就是减少单位装机量对土地的占用，这就要求使用更高转换率的高品级组件。目前市场上能够规模化供应的60型组件功率范围是255W-275W，最好的可以达到280W。建设相同规模的电站，高效组件相对低效组件可节约5%-8.5%的用地面积，对100MW电站来说，这意味着在建设用地定性之下，采用高效组件能够节约500-800万元的土地成本。在其他投资成本上，目前高效组件与低效组件价差不足0.09元/W，而高效组件相对低效组件能够节约0.1元/W以上的EPC成本，部分农业光伏项目对支架高度、组件阵列间距要求非常高，这种情况下高效组件甚至能够节约0.12-0.15元/W的EPC成本。目前国内能够达到275-280W功率的组件大多是单晶组件，从投资成本角度分析，采用单晶组件能够最大限度降低土地政策风险。
高效组件对土地成本的节约还体现在林地光伏项目上。根据《关于调整森林植被恢复费征收标准引导节约集约利用林地的通知》，宜林地、灌木地的植被恢复费最低标准分别为2000元/亩、4000元/亩。由于单晶组件具有高度集约性特征，每100MW单晶电站可以比多晶电站节约40-80万元的植被恢复费。
在今年11月10日呼和浩特光伏农业产业发展研讨会上，中国电力工程顾问集团华北电力设计院高级工程师汪海燕指出，许多光伏农业项目没有落到实处，多数项目是光伏企业为了发展光伏电站而顺带发展农业，而真正的光伏与农业结合应该是凸显1+1＞2的综合效应，以土地高效利用为前提，在提升农产品产量的同时保证光伏发电量。提升高效单晶组件的应用，无疑是促进土地高效利用的最佳手段。
补贴退坡对集中式光伏电站收益率的影响?
集中式电站具有规模效应，路条资源紧俏，竞争者主要是央企、国企和大型上市公司等，这些竞争者具有强大融资能力。与分布式电站相比，集中式电站的规模效应明显，对公司增长帮助很大，因此集中式电站的路条十分紧俏。而且集中式电站开发和建设难度也相对较高，对资金实力的要求比较大，因此目前主要是央企、国企和大型上市公司参与路条的竞争。这些公司实力雄厚、企业形象好，融资能力很强，可以从银行获得与基准利率相当的贷款。下面将从标杆电价和系统成本两个维度考虑三类资源区的光伏项目IRR如何变化?
第I类资源区集中式光伏电站在补贴下降20%的时候还具有9.3%的收益率。对于第I类资源区的集中式光伏电站，当标杆电价从目前的0.65元/kWh下降20%到0.52元/kWh，如果系统成本不变，IRR还有9.3%，如果系统成本在这个过程中降低10%到5.67元/W，IRR能够达到12.7%。
第II类资源区集中式光伏电站在补贴下降20%的时候还具有8.8%的收益率。对于第II类资源区的集中式光伏电站，当标杆电价从目前的0.75元/kWh下降20%到0.60元/kWh，如果系统成本不变，IRR还有8.8%，如果系统成本在这个过程中降低10%到5.67元/W，IRR能够达到12.3%。
第III类资源区集中式光伏电站在补贴下降20%的时候具有7.1%的收益率。对于第III类资源区的集中式光伏电站，当标杆电价从目前的0.85元/kWh下降20%到0.68元/kWh，如果系统成本不变，IRR还有7.1%，如果系统成本在这个过程中降低10%到5.67元/W，IRR能够达到10.3%。
弃光限电和补贴拖欠导致集中式电站收益率打折扣。从上面的计算结果可知，三类资源区的集中式电站IRR非常具有吸引力，即使在系统成本不变的情况下，补贴退坡20%后三类资源区的IRR也达到9.3%-7.1%，表面上看光伏项目十分具有吸引力。但集中式电站存在弃光限电和补贴拖欠的问题，这些都会导致集中式电站收益率打折扣。由于补贴拖欠的周期存在不确定性，我们测算了弃光率对第I类资源区集中式光伏电站IRR的影响。当弃光率为10%时，电站IRR由17.4%下降到13.1%，而当弃光率达到20%时，电站IRR会进一步降低至9.0%。但集中式电站由于规模效应好，目前也是资本追逐的重要方向，路条资源紧俏。
四、补贴退坡对分布式光伏电站收益率的影响?
分布式光伏存在“全额上网”、“自发自用、余量上网”和“隔墙售电”三种上网模式，对应不同的测算模型。分布式光伏电站有三种上网方式，分别是“全额上网”、“自发自用、余量上网”和“隔墙售电”。考虑到“隔墙售电”目前仅处于试点阶段，因此本部分只针对“全额上网”、“自发自用、余量上网”两种上网模式的分布式进行测算。此外，仅考虑第III类资源区的情况，主要原因有两点：(1)集中式电站部分的讨论表明不同资源区具有类似的规律;(2)分布式大多建设在中东部III类资源区。
第III类资源区全额上网分布式电站在系统成本下降10%的时候可以抵御10%的标杆电价退坡。全额上网分布式的电价执行当地集中式光伏电站的标杆电价。对于第III类资源区全额上网分布式光伏电站，当标杆电价从目前的0.85元/kWh下降10%到0.77元/kWh，如果系统成本不变，IRR只有4.8%，如果系统成本在这个过程中降低10%到6.3元/W，IRR能够达到7.8%。这表明，系统成本的降低可以一定程度减缓补贴退坡带来的影响。
“自发自用、余量上网”分布式自用电量和上网电量执行不同的电价标准。自发自用分布式光伏产生的电量分为自用电量和上网电量，自用电量的价格一般是用户侧的电价，上网电量的价格为当地煤电标杆电价，针对所有的发电量进行补贴。在我国主要用电群体中，一般工商业的电价最高，也是做自发自用分布式最多的群体，因此下面的讨论都是基于工商业用户进行的。
第III类资源区50%自发自用分布式电站在系统成本下降10%的时候可以抵御40%的标杆电价退坡。50%自发自用分布式是指分布式光伏所发的电量有50%为自己使用，剩余50%电量上网，而且自发自用分布式是对全电量进行补贴。对于第III类资源区中50%自发自用分布式光伏电站，当补贴从目前的0.42元/kWh下降40%到0.25元/kWh，如果系统成本不变，IRR只有5.3%，如果系统成本在这个过程中降低10%到6.3元/W，IRR能够达到8.1%。
第III类资源区全部自用分布式电站在系统成本下降10%的时候可以抵御40%的标杆电价退坡。全部自用分布式(或称100%自发自用)是指分布式光伏所发的电量全部自己使用，没有多余的电量上网。对于第III类资源区中全部自用分布式光伏电站，当补贴从目前的0.42元/kWh下降40%到0.25元/kWh，如果系统成本不变，IRR也有9.0%，如果系统成本在这个过程中降低10%到6.3元/W，IRR能够达到12.4%。
在电价相对较高的工商业用户侧，自发自用比例越高，分布式光伏收益率越高。对自发自用分布式来说，由于自用电量为用户侧电价，而一般用户侧电价要高于当地燃煤标杆电价，特别是工商业的用户侧电价，因此自用比例越高，自发自用分布式的等效电价也会越高。对于第III类资源区的自发自用分布式光伏，当自发自用比例由5%提高到100%时，等效电价由0.811元/kWh提高到1.016元/kWh，IRR由7.33%提高到15.11%。其中，当自发自用比例较低时，自发自用分布式的收益率还会低于全额上网分布式的收益率，这是用电负荷较小群体选择全额上网的原因之一。
