1.弃光限电率

我国弃光率高是由于光伏电站布局以西部为主，电网外送能力不足以及发电并网系统调节能力不高等原因造成，2016年新疆弃光率达到32%，甘肃达到30%，青海8%，宁夏7%，最近来看这一现象已经有所好转，2018年上半年全国弃光电量30亿千瓦时，同比减少7亿千瓦时，弃光率3.6%，同比下降3.2个百分点，新疆地区弃光电量13.5亿千瓦时，弃光率19.7%。

限电是我国西部地区光伏发电最大障碍，2018年12月25日，国家电网宣布启动混改，首次在在特高压直流工程领域引入社会资本，以市场反应来看并不像随便说说，如果在特高压领域引入社会资本，西电东输问题将会快速解决，光伏发电弃光率可以真正有效大量降低。

2.土地成本

国内的光伏电站，在建设环节有高昂的建设用地出让费，在运营上每年还要征收土地使用税，一个10MW的光伏项目，大约要增加1630万的初始投资，以后每年增加100万元的运营成本。土地成本综合下来使光伏度电成本上升超过0.1元/kWh。

在分布式上，光伏建设同样受制于屋顶租金，中储粮屋顶招标达到10元/平，珠海银隆屋顶9.5元/平并提供85折电费折扣，理想状态下1万平米安装1MW、年满发小时数为1200h，则仅屋顶租金一项，就折合度电成本0.083元/kWh。

3.融资成本

光伏建设属于重资产行业，现金流非常稳定，一般都会有很高的杠杆，在欧美日本等国家，光伏建设企业的年贷款利息一般在2%左右，但在国内，一些AAA级央企的发债年息可以维持在约3%的水平，部分国企在6%左右，而综合整个行业内的企业情况，更多的企业资金使用年息通常要在7%-10%，而且杠杆率低。

同时，即使利率高光伏企业依然面临融资难的困境，商业银行不太愿意投给光伏电站项目，在分布式光伏上由于项目分散、产权主体多样、运维专业性不足等多种原因，金融机构对“小型光伏贷”的态度更是慎之又慎。

4.电网接入费用及壁垒

国外项目光伏发电接入电网费用一般由政府负责，国内光伏项目送出、接入电网由光伏企业负责，大电站费用摊薄了不算太明显，小电站自建升压站、接入电网的费用会大幅增加前期投资，大幅提高度电成本。

另外，由于光伏发电有周期性和安全稳定性，会增加电网公司调度难度并对电网安全稳定性造成威胁，电网公司从自身意愿上并不是很愿意接收光电，因此电网的积极性会很大程度增加光伏发电的隐形成本。

5.企业税负

国外政府对光伏发电企业有很多税收优惠，而在国内，增值税上光伏发电产品及电站增值税即征即退50%的政策延续到2020年底，但由于光伏电站建设前期投入巨大，进项税一般需要5-6年才能抵扣完，目前光伏企业几乎享受不到优惠，增值税减半政策能否永久或持续执行大家心里都没数；企业所得税同样是非常高的税负，再加上某些项目还有耕地占用税等，国内企业税负很重。