光伏行业投资回报率
分布式光伏roi计算公式
分布式光伏roi计算公式全文共四篇示例，供读者参考第一篇示例：分布式光伏（Distributed PV）是指将光伏发电系统分布在不同地点的建筑物上，与传统的集中式光伏发电相比，分布式光伏具有更灵活的安装方式、更高的系统可靠性、能够避免输电损耗等优点，因此在近年来得到越来越广泛的应用。
而对于投资者或者厂商来说，最关心的问题之一便是投资回报率（ROI）问题。
那么，如何计算分布式光伏系统的ROI呢？我们需要明确ROI的概念。
ROI（Return on Investment）即投资回报率，是用来评估投资项目盈利能力的指标。
ROI的计算公式是：ROI = （投资收益- 投资成本）/ 投资成本* 100%。
在分布式光伏领域，投资收益即为分布式光伏系统的发电收益，而投资成本包括系统的安装、运维、维护等各项费用。
我们需要明确分布式光伏系统的发电收益如何计算。
分布式光伏系统的发电收益主要包括两部分：一是自用电量的节省，二是余电上网收入。
自用电量的节省即通过自己发电实现的电费节省，而余电上网收入则是将多余的电量卖给电网所获得的收益。
在一些地区，政府还会给予太阳能发电补贴，这也算作发电收益的一部分。
我们来看一下分布式光伏系统的ROI计算公式。
分布式光伏系统的ROI可以用以下公式表示：ROI = （Σ（自用电量节省+ 余电上网收入+ 补贴收入）- Σ（安装费用+ 运维费用））/ Σ（安装费用+ 运维费用）* 100%Σ表示求和运算，自用电量节省是通过自发电实现的电费节省，余电上网收入是将多余的电量卖给电网所获得的收益，补贴收入是政府给予的太阳能发电补贴，安装费用包括光伏组件、逆变器、支架、安装人工费用等，运维费用包括系统运行维护、清洗、保险等费用。
通过以上公式计算，投资者便可以得到分布式光伏系统的ROI。
需要注意的是，不同地区的电价、补贴政策、光照条件等因素都会影响到ROI的计算结果，因此在具体实施时需谨慎选择合适的参数进行计算。
光伏投资估算指标
光伏投资估算指标光伏（太阳能光伏）是一种利用光能转化为电能的技术，已经成为可再生能源领域最为重要的发电方式之一、光伏发电具有许多优点，例如环保、可再生、长寿命等，因此吸引了越来越多的投资者。
在进行光伏投资之前，需要进行估算指标的评估，以确定投资潜力和可行性。
以下是一些关键指标：1.装机容量：光伏项目的装机容量是指可以安装在地面或建筑物上的太阳能光伏电池板的总容量。
装机容量越大，发电量就越高。
需要根据可用的场地和资金来确定装机容量。
2.发电量和发电效率：发电量是光伏项目每年可以发电的总量，通常以千瓦时（kWh）为单位。
发电效率是指太阳能光伏电池板转化太阳能为电能的效率。
通常情况下，发电效率越高，发电量就越大。
3.电价和购电合同：需要了解当地的电价情况，以及是否存在购电合同的机会。
较高的电价和可靠的购电合同可以提高投资回报率。
4.投资成本：光伏项目的投资成本包括设备购买、安装和维护等费用。
投资成本需要与预期的发电收益进行比较，以确定投资回报率和回收期。
5.政策支持和补贴：政府的政策和补贴体系对光伏项目的可行性和经济效益有着重要影响。
一些国家和地区提供税收减免、补贴资金和优惠贷款等支持，可以降低投资风险和提高投资回报。
6.环境影响和可持续发展：光伏项目对环境的影响也需要考虑。
发电过程中没有排放污染物，可以减少二氧化碳排放和空气污染。
此外，光伏项目可以为社区和当地创造经济价值和就业机会。
7.风险评估：光伏项目有一定的风险，例如技术风险、天气风险和市场风险。
在投资之前，需要进行详细的风险评估，以确定项目的可行性和稳定性。
总而言之，光伏投资估算指标主要包括装机容量、发电量和发电效率、电价和购电合同、投资成本、政策支持和补贴、环境影响和可持续发展以及风险评估等方面。
综合这些指标进行评估，可以确定光伏项目的投资潜力和可行性，为投资者提供决策依据。
同时，需要注意的是，光伏项目是一个长期的投资，需要考虑未来能源市场和技术发展的变化。
光伏 行业基准内部收益率
光伏行业基准内部收益率光伏行业基准内部收益率：能源转型的引领者导语：随着能源需求的不断增加以及气候变化的严重性日益显现，清洁能源作为替代传统能源的绿色选择，备受关注。
其中，光伏行业作为能源转型的引领者，其在全球范围内取得了巨大的发展成果。
而在光伏行业中，了解和评估所投资项目的内部收益率，成为了投资者普遍关注的指标之一。
本文将围绕光伏行业基准内部收益率展开探讨，从多个角度进行全面评估，并对其意义和未来发展进行探索。
一、什么是光伏行业基准内部收益率1.1 术语解读光伏行业基准内部收益率，简称为基准IRR（Internal Rate of Return），是在光伏行业中用于评估项目收益性的重要指标，通常以百分比形式表示。
基准IRR是指投资项目所产生的净现金流量与项目投资成本之间的关系，是投资者回收本金并实现投资收益的一种度量方式。
1.2 IRR在光伏行业中的应用光伏行业的投资项目涉及光伏发电站的建设、光伏设备的研发和生产等多个领域。
在确定投资项目时，基准IRR是投资者衡量项目可行性和回报率的重要指标之一。
通过计算和比较不同项目的基准IRR，投资者可以选择具备较高潜力和可持续发展的项目，以实现最大化的投资回报。
二、评估光伏行业基准内部收益率的深度和广度2.1 原理和计算方法评估基准IRR的深度需要理解其原理和计算方法。
在光伏行业中，基准IRR的计算涉及项目的投资成本、年度净现金流量以及资本财务成本等多个因素。
投资者需要结合项目的预期收益、风险因素、技术水平和政策环境等综合因素，以确定合适的贴现率和期望现金流量，从而计算出基准IRR。
2.2 基准IRR的影响因素评估基准IRR的广度需要考虑其影响因素的多样性。
在光伏行业中，基准IRR受到多个因素的影响，包括但不限于市场需求、技术进步、政策法规、投资成本、地理位置和气候条件等。
了解这些因素的变化和相互关系，可对基准IRR进行全面评估，并以此为基础制定投资决策。
光伏电站的经济性分析和评价
光伏电站的经济性分析和评价近年来，随着环保意识的不断提高，绿色能源发展的呼声越来越高。
在各种可再生能源中，光伏能成为一种热门技术，因为它功率密度高、适用范围广、运行稳定、环保、可持续等特点。
光伏电站也成为了各国政府和企业推进可再生能源发展的重要手段。
但是，要进行光伏电站的建设和运营，必须先进行经济性分析和评价。
一、光伏电站的建设成本建设一座光伏电站，首先需要考虑的是建设成本。
光伏电站的建设成本可以分为硬件和软件成本。
硬件成本包括光伏组件、逆变器、支架、电缆和配电箱等设备的成本，还包括土地、建筑、安装和工程管理等方面的费用。
根据不同的光伏组件类型、品牌以及组件功率等等因素的不同，硬件成本高低也会有所区别。
建设成本较高的光伏组件可以更加稳定地发电，但是其成本相对较高，同时光伏组件还需要采购足够的数量才能满足电站的建设需求，同时还需要考虑安装支架、电子逆变器、电缆等等设备的成本。
软件成本指的是建设光伏电站所需要的各种服务，包括设计、工程管理、运维等，这些都是需要成本的。
特别是动用来自外部的专业服务，费用更是不菲。
二、光伏电站的运营成本建设好光伏电站并不能保证电站的长期稳定运行和发电效率，光伏电站的运营成本也是需要考虑的一部分。
运营成本主要包括以下几个方面：1、设备维护与维修成本光伏电站运营中需要经常进行各种设备的检修、更换等工作，这些都是需要费用支出的。
特别是在电站寿命长的情况下，设备的定期更换和维修对于光伏电站的正常运行来说有着重要的意义。
2、工人员工成本光伏电站通常需要有一定的人力资源来保证其正常运行。
比如，现场维护员工，监测员等人员的工资等就属于光伏电站的运营成本；3、土地租赁费和税费等租赁土地是建设光伏电站时必须考虑的问题，租赁费用占了一定比例；操盘光伏电站，还需要缴纳地方和国家的税费，此外，还需要购买一些保险产品等。
三、光伏电站的发电收益经过上述的建设成本和运营成本的分析后，我们现在可以开始计算光伏电站的发电收益了，光伏电站的发电收益主要包括两个方面：1、政策补贴为了鼓励各种可再生能源的发展，许多国家拥有强有力的政策补贴以吸引企业开发光伏电站。
光伏发电市场的投资风险与收益评估
光伏发电市场的投资风险与收益评估随着全球对可再生能源的需求不断增长，光伏发电作为一种清洁、可持续发展的能源选择逐渐受到广泛关注。
然而，在光伏发电市场投资的过程中，投资者需要充分了解和评估相关的投资风险与收益，以便做出明智的投资决策。
本文将从不同的角度，探讨光伏发电市场的投资风险与收益评估。
一、政策风险光伏发电市场的投资受到政策的影响较大。
政府对于光伏发电的支持政策、电价政策以及可再生能源配额等方面的变化都可能对光伏发电市场产生重大影响。
投资者需要密切关注政策的变化，并对政策变化的可能影响进行评估。
二、市场风险光伏发电市场具有较高的市场竞争性，投资者需要充分了解市场的供需情况、行业发展趋势以及市场价格变动等因素。
市场的成熟度、竞争格局以及市场规模的扩大都将直接影响光伏发电项目的投资回报率。
因此，对市场风险的评估是投资者在光伏发电市场中进行投资决策的重要一环。
三、技术风险光伏发电技术的发展迅速，但仍存在一定的技术风险。
例如，组件质量不达标、设备老化速度快、维护成本高等问题可能会影响光伏发电项目的投资回报率。
投资者在评估光伏发电项目时，要充分考虑技术风险，并选择具备先进、可靠的光伏发电技术。
四、财务风险投资光伏发电项目需要投入大量资金，财务风险是投资者需要重点关注的因素之一。
投资者需要评估项目的投资回报率、资金回收期以及现金流等财务指标，以确定投资项目的可行性和回报水平。
同时，认真制定项目财务计划，合理分析和降低财务风险。
五、环境风险光伏发电项目通常需要大面积的土地用于光伏组件的布局和建设。
因此，投资者需要考虑项目所在地的土地状况、土地产权、环境保护要求等相关因素，以评估环境风险。
光伏发电市场的投资收益评估是投资者做出投资决策的重要参考因素。
除了考虑投资风险外，评估收益也是不可忽视的。
光伏发电项目的收益主要来自于发电量收益和政府补贴收益。
投资者需要充分了解当地的电价政策、电量市场和可再生能源补贴政策，以评估项目的收益水平和回报周期。
太阳能光伏电站的经济效益评价
太阳能光伏电站的经济效益评价随着全球环境保护意识的提高和能源需求的增加，太阳能光伏电站作为一种新型的清洁能源得到了广泛的关注和应用。
然而，在建设光伏电站时，许多人都会关心电站的经济效益，即光伏电站能否带来出色的经济回报。
在本文中，我们将探讨太阳能光伏电站的经济效益，重点分析影响光伏电站经济效益的因素，并介绍如何评估光伏电站的经济效益。
一、光伏电站的经济效益主要受以下因素影响：1. 太阳能资源太阳能资源是光伏电站发电的基础，由于各地太阳能资源的差异，因此光伏电站的经济效益也不尽相同。
通常情况下，太阳辐射强度越高，光伏电站的发电量就越大，经济效益也越好。
2. 市场电价市场电价是影响光伏电站经济效益的关键因素之一。
在有些地区，市场电价相对较高，光伏电站的经济效益就越好；而在一些电价较低的地区，光伏电站的经济效益可能会受到影响。
因此，选择合适的建设地点和采购电价以及制定合理的电价调整机制都是提升光伏电站经济效益的重要措施。
3. 组件质量和性能组件质量和性能也对光伏电站的经济效益产生显着影响。
组件质量好的光伏电站寿命长、维护成本低，发电量稳定，能够提高电站的收益。
此外，高效率的光伏组件能够提高光伏电站的发电量，从而提升电站的经济效益。
4. 投资金额和建造时间投资金额和建造时间也是影响光伏电站经济效益的关键因素之一。
在光伏电站建设前，必须评估项目的成本，以确定可行性和可行性。
建造时间也需要考虑，因为它会影响电站开始发电的时间。
二、如何评估光伏电站的经济效益了解光伏电站的经济效益，有利于决策者制定合理的决策，以增加电站的收益。
以下是评估光伏电站经济效益的关键指标：1. 投资回报率（IRR）投资回报率（IRR）是指项目的总收益与总投资之比，可以反映项目的盈利能力。
当IRR大于项目的折现率时，项目具有收益价值。
在光伏电站项目中，IRR通常会因地区而异。
2. 纯现值（NPV）净现值（NPV）是指对项目的所有现金流进行折现，然后将所有负现金流减去所有正现金流得出的数字。
光伏电站投资的财务风险和投资回报分析
光伏电站投资的财务风险和投资回报分析光伏电站是一种以太阳能为能源的电站，具有无污染、可再生、寿命长等特点，被广泛应用于全球各地。
投资光伏电站需要考虑多个因素，其中包括财务风险和投资回报率两个方面。
一、财务风险分析1. 政策风险政策风险是指国家或地区政策的变动，对光伏电站投资和运营造成不利影响的可能。
这些政策包括降低政府补贴、限制电价、限制电量、降低免税利益等。
2. 市场风险市场风险是指光伏电站的市场供求关系不稳定，影响到电价和购电量的不确定性。
这些不确定因素包括增加竞争对手、降低电价、电力需求不稳定、天气因素等。
3. 技术风险技术风险是指不断变革的技术带来的利润压力和技术障碍。
此外，也会出现产品质量问题，导致额外的维护和维修成本。
4. 财务风险财务风险主要涉及借款利率的波动和债务水平的高低，这些因素会影响电站的运营成本和资本结构。
此外，光伏电站的开发和建设需要大量的资金，如果收回期较长，经营风险将极高。
二、投资回报率分析投资回报率是指与投资额相关的现金流。
投资回报率（IRR）是计算传统投资表现的一种术语。
它将预测的一个投资方法的现金流估计值与实际费用进行对比，为投资方案提供一个概述。
1. 基于太阳能的电站的特点首先，基于太阳能的电站具有投资额低、良好的长期利润和长期财务收益的特点。
在不同的产业中，光伏电站甚至可以获得更低的成本。
此外，由于它是一种环保和可再生的能源形式，因此它可以在政府资助、政策支持和减税方面获得优先考虑。
2. 基于光伏电站的投资回报率分析对于光伏电站的投资回报率，有几种计算方法，一种常见的是回收期法。
回收期被定义为资本支出从营业收入中回收的时间。
通过回收期和净现值，可以得出电站的潜在利润。
回收期法的计算公式为：回收期 = 投资成本 / 年净收入在光伏电站投资中，电站年净收入取决于几个因素，包括：1. 所在当地的天气状况2. 市场上的电价水平3. 当地的政策4. 设备质量5. 电站的容量根据拟定方案，综合预估市场需求，当地资金利率和其他因素，得出的IRR约为5%。
光伏工程财务分析报告(3篇)
第1篇一、前言随着全球能源需求的不断增长和环境问题的日益严重，清洁能源成为各国发展的重要方向。
光伏产业作为清洁能源的重要组成部分，近年来得到了迅速发展。
本报告针对某光伏工程项目进行财务分析，旨在评估项目的投资回报、经济效益和风险，为投资决策提供参考。
二、项目背景1. 项目概述本项目位于我国某地区，总投资为10亿元人民币，建设规模为100MW。
项目采用单晶硅光伏组件，预计年均发电量为1.2亿千瓦时。
项目建成后，预计使用寿命为25年。
2. 项目建设内容（1）光伏组件：采用单晶硅光伏组件，共4万个，总装机容量为100MW。
（2）逆变器：采用高效、可靠的逆变器，共计100台，确保光伏发电系统的稳定运行。
（3）支架系统：采用优质钢材和防腐处理，确保支架系统使用寿命。
（4）电力接入系统：采用10kV高压电缆接入电网，确保电力传输的稳定性。
三、财务分析1. 投资估算（1）设备投资：光伏组件、逆变器、支架系统等设备投资约为6.5亿元人民币。
（2）土地费用：项目用地费用约为1亿元人民币。
（3）安装费用：包括施工、调试等费用，约为1.5亿元人民币。
（4）其他费用：包括设计、咨询、保险等费用，约为1亿元人民币。
总计投资估算为10亿元人民币。
2. 资金筹措（1）自有资金：项目方自筹资金3亿元人民币。
（2）银行贷款：项目方通过银行贷款筹集7亿元人民币。
3. 财务指标（1）投资回收期：预计项目投资回收期为8.3年。
（2）内部收益率：预计项目内部收益率为10.5%。
（3）净现值：预计项目净现值为3.2亿元人民币。
（4）投资利润率：预计项目投资利润率为9.2%。
4. 盈利能力分析（1）发电收入：项目年均发电量为1.2亿千瓦时，按照0.5元/千瓦时的电价计算，年均发电收入为6000万元。
（2）税收优惠：根据国家相关政策，项目可享受税收优惠政策，预计年均税收优惠额为2000万元。
（3）运维成本：项目运维成本主要包括设备维护、人员工资等，预计年均运维成本为1500万元。
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3.2、集中式电站投资回报分析（注：此处不考虑限电和上网损耗）3.2.1、Ⅰ类地区光伏集中式电站投资回报由于集中式光伏电站一般规模比较大，因此造价可以有所降低，可按照8元/w进行计算。
假设项目规模为20MW，位于宁夏地区，年机组运行小时数为1600小时。
由于宁夏属于Ⅰ类地区，宁夏电价执行0.9元/kwh。
本例依旧假设项目运行20年，则：项目建设成本为：20，000，000W×8元/w=16000万元项目年发电量为：20，000kw×1600h=3200万kwh项目年电费为：30，000，000kwh×0.9元/kwh=2880万元项目IRR为：17.25%3.2.2、Ⅱ类地区集中式光伏电站投资回报假设集中式电站规模为20MW，建设成本为8元/W，位于Ⅱ类地区青海。
Ⅱ类地区机组运行小时数劣于Ⅰ类地区，假设该项目年机组运行小时数为1500小时。
Ⅱ类地区光伏上网电价为0.95元/kwh。
本例依旧假设项目运行20年，则：项目建设成本为：20，000，000W×8元/w=16000万元项目年发电量为：20，000kw×1500h=3000万kwh项目年电费为：30，000，000kwh×0.95元/kwh=2850万元项目IRR为：17.05%3.2.3、Ⅲ类地区集中式光伏电站投资回报假设集中式电站规模为20MW，建设成本为8元/W，位于Ⅲ类地区浙江。
Ⅲ类地区机组运行小时数劣于Ⅱ类地区，假设该项目年机组运行小时数为1200小时。
Ⅲ类地区光伏上网电价为1元/kwh。
本例依旧假设项目运行20年，为保守起见，暂时不将地方政府补贴纳入计算范围。
则：项目建设成本为：20，000，000w×8元/w=16000万元项目年发电量为：20，000kw×1200h=2400万kwh项目年电费为：24，000，000kwh×1元/kwh=2400万元项目IRR为：13.89%在建造成本相同的情况下，集中式光伏发电项目的IRR由电费与年机组运行小时数决定，电费越高，项目IRR也越高。
机组运行小时数越长，项目IRR越高。
3.3、分布式投资回报情况分布式是指位于用户附近，所发电能就地利用，以低于35千伏或更低电压等级接入电网，且单个并网点总装机容量不超过6MW的发电项目。
由于运营维护成本比较低，以下项目投资回报计算中均假设项目运行期间运营维护成本为0。
3.3.1、应用端主体为自然人主体即一般居民依据2013年统计数据，北京市人均住宅面积31平方米，在考虑公摊面积的基础上，按照最保守的6层普通住宅进行测算，1000平方米约可容纳60户（三口之家），户年均可用光伏发电量约为1600kwh，此电量低于北京市居民住宅阶梯电价最低档电量要求（240kwh/月），考虑到居民电价上涨因素居民用电电价，按照0.6元/kwh 进行计算，此测算中假定光伏发电全部自发自用，则电价为0.6元/kwh加度电补贴0.42元/kwh进行计算。
假设项目运行20年：项目建设成本为：9元/w×80kw=72万元全年满发电量约为：80kw×1200h=9.6万kwh每年电费与补贴收益为：96000kwh×0.6元/kwh+96000kwh×0.42元/kwh=9.79万元使用7%的折现率计算出来的NPV为29.66万元3.3.2、应用端主体为一般工商业法人以一般工商业屋顶面积2000平方米计算，约可安装160kw，单位安装成本约为9元/w，初投资约为144万元。
由于一般工商业营业时间较长，同时对照明、温控等有较高的需求，因此自发自用比例按照100%计算。
其他边际条件：项目运行20年、一般工商业销售电价0.517~1.0584元/kwh、分布式发电度电收入0.937~1.4784元、年发电小时数1200小时，则：项目建设成本为：160kw×9元/w=144万元项目年发电量为：160kw×1200h=19.2万kwh年电费收入为：17.99~28.39万元按0.517元工商业电价计算的IRR为10.92%按1.0584元工商业电价计算的IRR为19.12%3.3.3、应用端为大型工业户由于大工业用户一般用电需求大，同时从目前城市规划看，大工业一般相对集中，具备拥有较大面积的厂房的条件。
因此基于分析的保守性考虑，按照分布式光伏发电单个项目容量上限6MW进行计算。
由于大工业用户具有规模优势，因此单位造价可以有所降低，可按照8元/W进行计算。
其他边际条件如下：项目运行20年、大工业电量电价0.453~0.7097元/kwh、分布式发电度电收入：0.873（0.453+0.42）到1.1297（0.7097+0.42）元、年发电小时数：1200小时，则：项目建设成本为：6000kw×8元/w=4800万元项目年发电量：6000kw×1200h=720万kwh按0.453元/kWh计算的项目年电费收入：0.873元/kwh×7200000kwh=628.56万元按0.7097元/kWh计算的项目年电费收入为：1.1297元/kwh×7200000kwh=813.38万元按0.453元/kwh度电电费计算的IRR为11.65%按0.7097元/kwh电费计算的IRR为16.09%此处分布式项目投资回报计算中均未将地方政府补贴纳入计算范围内，加上地方政府补贴后项目IRR更高。
经观察，项目建设成本与电费是决定分布式项目IRR的重要因素。
建设成本越高，项目IRR越低。
电费越高，项目IRR也越高。
四、行业风险提示4.1、补贴拖欠问题按照2015年上半年的数据，15家运营商的补贴拖欠额度已超过100亿。
主要原因是可再生能源补贴无法应收尽收以及补贴发放程序过于复杂，企业拿到补贴的时间可能超过一年半。
4.2、电网通道建设落后4.3、土地税问题各地政府对于土地税征收标准差异过大，乱征现象造成严重不公平，将造成开发运营企业的收益率难以保障。
4.4、部分地区限电问题严重根据能源局数据，2015年上半年国内光伏发电190亿千瓦时，弃光电量18亿千瓦时，弃光率约10%。
对于以上问题，政府部门可能会从以下环节入手解决：一是对于补贴无法及时发放的问题，可再生能源电价附加可能会提高（目前为1.5分/度电），以解决可再生能源基金相对匮乏的问题，同时补贴发放程序将会简化。
另外，上网电价在”十三五”期间可能会下调，但幅度不会太大，预计在10%~20%之间，以匹配装机成本的下降。
二是统筹大规模光伏基地与电网通道建设的规划，减少行政阻碍以保障顺利并网。
加大对可再生能源的优先调度力度，出台可再生能源配额制。
三是从国家层面出台土地使用税政策，避免各地征收不均。
四是从2015年上半年来看，限电具有明显的区域性和季节性，并非是普遍性问题。
上半年国内弃光18亿度，主要集中在甘肃、新疆地区，其中，甘肃省弃光电量11.4亿千瓦。
甘肃地区由于当地电网建设滞后和内部消纳比例低等原因，一直以来，光伏、风电等可再生能源一直存在相对严重的限电限风问题。
从木联能i光伏平台发布的甘肃地区光伏电站平均发电小时数来看，2014年以来一直维持在100小时左右，预计弃光率在20%附近。
另一块，国内正在建设和已经获批待建的特高压项目，也会降低部分地区的消纳和电力输送问题。
五、未来行业预期随着光伏电站累计装机规模的扩大，电站后服务市场也将迎来高速发展阶段。
智能化运维、质量评级服务、保险服务、再融资服务等市场将成为后光伏电站市场的新生服务内容。
5.1、智能化运维光伏电站的长期发电稳定和组件质量以及后续的维护有重大关系。
从后续维护部分来说，通过智能化运维，运营企业可用软件实时监控设备故障和安全风险等问题，最大化实现电站的发电效益。
5.2、质量评级服务目前的运维市场已经开始预热，华为与木联能两家企业走在了最前端，通过与多家运营商合作抢占了目前的存量市场。
通过对光伏电站的选址、运维质量、系统性能、设备质量和安装质量等多个维度的考核对单个光伏电站进行质量分级。
有效且真实的评级能够增强投资者对光伏电站的投资热情和信心。
5.3、电站保险服务主要包括为企业转嫁因自然风险、意外事故、人为事故导致的物理损失以及因太阳辐射量不足导致的发电量减少所造成的电费收入损失等。
5.4、再融资服务因光伏电站有长期稳定的上网电价和补贴，其获得长期现金流的能力具备抵押再融资的基础。
附图：中国发展路线图汇总?刺激分布式地面电站补贴下调，将对分布式光伏产生巨大利好。
2015年前9个月，中国分布式光伏电站装机量为1.58GW，表明在各地政府光伏扶植政策的推动下，分布式光伏虽然有了长足进步，但是问题和阻力依旧很大。
标杆电价过高时，投资企业纷纷转向投资收益稳定，综合经营效率高，收益率可观的大型地面电站，对分布式光伏普遍持观望态度。
若分布式补贴政策维持现行0.42元/千瓦时，地面电站收益率下滑后，将倒逼企业转向东部分布式项目，刺激分布式市场规模进一步扩大，东部分布式光伏优势愈发明显。
收益率影响针对不同资源区下调情况，笔者为您分析一下电价下调各地投资收益率变化情况。
一、投资收益率测算默认条件项目投资收益率影响最大的因素是上网电价、发电量及投资成本。
为使测算结果更具常规代表性，我们选择符合大部分电站的常规条件进行计算，默认标准如下：二、不同电价区的项目投资收益率本次补贴下降幅度显然超出了此前预期，不同地区度电补贴差距拉大，西部地区不再成为投资热土。
部分业内人士表示，降价肯定会对业主投资的积极性产生影响，但补贴下调还不是致命的，影响最大的因素是强制性弃电。
若国家继续出台措施，解决产业限电和补贴拖欠问题，可缓冲降价和限电对企业投资带来的影响，中国仍可保持高速发展态势。
2007年到2015年，造价已经从60元/瓦下降到7-7.5元/瓦，到2020年系统成本将进一步降至5元/瓦。
系统成本不断下降，补贴自然顺势下滑，最终实现平价上网。
资深光伏人士认为，新政将Ⅲ类资源区标杆电价维持原有水平，已为中国光伏电站后续装机量埋好伏笔，如若分布式光伏装机数量短期内无法担此重任，Ⅲ类地区地面光伏电站指标会相应增加，以此实现中国“十三五”光伏装机150GW的目标。
总之，本次政策调整略显激进，却符合中国光伏电站当前现状，及未来发展趋势。
? 光伏上网电价下调与IRR测算假设其他条件都不变的情况下（包括现建地面式电站7.5元/瓦成本不变），上网标杆电价的下调对光伏项目回报收益IRR的负面影响是显着的。
上网电价下调倒逼成本下降，但0.01元/千瓦时的下调对应单位成本降幅预计至少达到约0.1元/瓦才能维持并可能提高公司的盈利能力。