但上述测算是理想情况，实际投资成本可能更高，如有的地方会征收资源费或摊派公共设施建设费，贷款利率高于基准利率，土地成本、人力成本不断增加；运行中更有弃光限电、补贴滞后、组件衰减超过预期等风险，整体上讲，投资收益远没有测算的乐观。若以国家发改委征求意见稿Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区光伏上网电价0.55、0.65、0.75元/千瓦时测算，远不能满足行业普遍资本金内部收益率10%的最低要求，光伏的投资热情将受到重挫。

       另外，分布式光伏是未来电力系统的重要组成部分。但我国适合发展分布式光伏的区域，多位于Ⅱ类、Ⅲ类等资源条件不是很好区域，且投资方要承担诸如贷款利率上浮、电费收取较难、屋顶使用不确定等比地面电站更多风险。若以国家发改委征求意见稿Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区0.2、0.25、0.3元/千瓦时的补贴标准，很难达到行业要求的资本金内部收益率水平。

       光伏电价的确比煤电电价高，但煤电价格并不是其完全成本的体现，未体现其环境污染及因环境污染带来的民众健康等隐性成本。如果把这些隐形成本包括在内，煤电价格将增加1~2倍，立刻失去竞争力。

       可再生能源的补贴其实是对其环境经济效益的补偿。煤电除了环境成本没有计算之外，也在享受国家的大量补贴。煤电的脱硫、脱销、除尘分别补贴0.015、0.01、0.002元/千瓦时，三项共计0.027元/千瓦时。2015年我国煤电全口径发电量为4.23万亿千瓦时，粗略估算2015年对煤电补贴1142亿元。作为对比，2015年度可再生能源补贴仅有500多亿元，金额远小于对煤电的补贴。

       电价调整不能以一个或者几个招标的短期成本为依据，不同项目成本构成有较大差异，而且除了收益指标之外，投标的不同企业还会有其他的决策考量。如企业出于发展战略布局需要，个别项目哪怕赔本，对他们来说也是值得投入的。建议国家电价政策制修订时要全面考虑，同时电价调整要以彻底解决弃光限电和补贴拖欠为前提。具体建议如下：

       1、上网电价近期不宜大幅调整

       对地面光伏电站，建议将对Ⅰ类、Ⅱ类资源区域上网电价调整为0.65元/千瓦时、0.75元/千瓦时；对Ⅲ类资源区域，主要位于南部和中东部区域等负荷中心，这些地区更需要大力发展可再生能源，以实现我国能源结构调整的目标，而且面临用地限制、资源一般且具体项目差异较大等问题，建议将电价调整为0.85元/千瓦时，以应对投资收益对发电量变化的敏感。

       对分布式光伏，建议由电网公司按照项目所在地的售电峰值电价全部收购，电网公司可收取0.1元/千瓦时过网费，不区分资源区补贴，维持0.42元/千瓦时的国家补贴不变。通过改变补贴方式，改善当前全国分布式光伏发展不利的现状。

       2、减少煤电脱硫脱硝和除尘补贴，弥补可再生能源基金

       截至2016年上半年可再生能源拖欠补贴累计达550亿元以上，按最新的可再生能源附加基金、国家“十三五”可再生能源规划，及上述的建议上网电价简单计算，到2020年可再生能源的年度缺口在400~600亿元。仅仅将煤电脱硫电价补贴拿出一部分作为可再生能源补贴资金，就能够解决补贴资金不足的问题。

       3、加快落实各地方政府发展可再生能源的约束性指标

       2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15%的目标已作为约束性指标，纳入国民经济和社会发展中长期规划。今年年初，国家能源局已提出了“建立可再生能源开发利用目标引导制度”，建议在此基础上，强化各地方政府能源发展规划编制及实施，将可再生能源目标列入约束性指标，使其在能源规划、建设、运行中统筹可再生能源发展，为可再生能源预留出应有的空间，并严肃考核制度。

       4、用市场化手段积极推进可再生能源补贴方式改革

       从全球经验看，绿色电力证书（绿证）交易机制是一种有效的市场化激励方式。绿证是对可再生能源发电方式予以确认的一种指标。作为一种可交易、能兑现为货币的凭证，它既可以作为可再生能源发电的计量工具，也可以作为一种转让可再生能源的环境效益等正外部性所有权的交易工具。从另一角度讲，通过要求煤电企业购买绿色证书，也能推动煤电外部成本内部化，提高可再生能源的竞争力。