从上述数据可以看出，电价一定的情况下，利用小时越高，反向反向计算出的造价也越高;同等条件下，收益率要求越低，造价水平越高。当目标收益在10%时，利用小时每增加100h，造价水平可增加约0.38元/kWp;当目标收益在13%时，利用小时每增加100h，造价水平可增加约0.34元/kWp;当目标收益在15%时，利用小时每增加100h，造价水平可增加约0.33元/kWp。
Part4、结论与建议
一、关于平价上网的思考
1、收益强度对平价上网项目区域的选择具有指导作用，利用集团公司处于全国光伏投资行业龙头地位的优势，尽快开展对全国范围内光伏利用小时与当地电价的对比分析工作，尽可能在光照资源好，当地火电脱硫标杆电价高的地区获取项目资源，抓住下一轮光伏行业投资的先机。
2、要实现发电侧平价上网，现阶段仍须控制造价，方能达到集团高质量发展要求下的收益率水平，在开发区域上网电价、光照资源确定的情况下，必须重视地区的消纳水平，编制消纳分析报告作为可研报告的一部分，以便真实反映该地区利用小时实际状况，按照该地区最低保障利用小时做投资敏感性分析，确保项目的收益。
3、依托集团设备采购的优势，降低设备采购成本，控制造价水平。组件、逆变器等主要设备的费用占到项目总投资的60%-70%左右，是降低项目造价水平的重要因素。市场上不同设备厂商的设备的价格差异较大，质量层次不齐。集团作为全球最大的光伏投资商和运营商，在行业内具有很高的市场地位，在设备采购价格上具有很大的话语权。必须依靠集团强大的设备采购和议价能力，为项目提供高质量、优惠价格的设备。
4、在收益强度固定时，直流侧配比容量的越大，就越能有效提高系统的发电量和发电效率，在技术允许的条件下，尽可能的增大配比容量。早期的光伏电站光伏组件与逆变器的容配比绝大部分按照1：1的配置进行设计，实际运行中逆变器较多时间处于欠载工作状态，利用率低。建议在设备安全的前提下，设计中尽可能多的增加配比，在I、II类资源区至少1：1.1以上，III类地区到1：1.2以上，能有效提高逆变器、箱变等交流系统利用率，提高发电量。
5、尽可能采用先进高效的组件，因地制宜的选用可调、跟踪支架形式，以提高系统发电量，提升利用小时水平。跟踪技术和双面组件的应用，在不同的工况下，新建电站相对于早期电站能够提高20%左右的发电量，使项目的度电成本降低20%左右。
二、提升存量电站的效益
已建成电站技术改造，随着“531”新政出台，国内光伏应用电站呈现出，新电站无补贴、收益小，全靠单位面积发电量拉动投资回报率。已建成电站收益依托之前定下的国家补贴，一般都拥有较高的电价水平。随着组件技术突飞猛进的发展，已建成电站的发电能力具有很大的提升空间。因此，对已建成电站，若场区内有空余闲置土地的，可考虑利用空地增补组件;对于土地面积紧张的电站，可以考虑对子阵内组件更换成高集成度、高转换效率等高参数组件，在更换之前，需要根据当时组件的价格进行测算，选择性的更换，更换下来的组件可以作为备件，也用于敷设光伏路灯，或园区建筑物照明用电等相应功能。值得注意的是，各地地方政府、电监会、电网公司对直流侧配比的大小，支持程度不一，开展上述工作前必须考虑当地政策的态度，与各相关方面进行充分的沟通，达成统一的认识后方能实施，避免政策违规。
三、集团光伏发电项目投资价值评估建议
集团积极响应新时代历史发展要求，从规模化发展走向了高质量发展，提出了将提高资本金比例至40%，对项目筛选做到“好中选优”。优先开发边界条件明确的项目，控制竞价类项目。加强投资效果评价，将评价成果作为各单位投资管理水平、安排投资计划的重要依据。
为此，建议经济评价中关注如下几个方面：
1、尽快制定出在2:8、4:6的项目资本金与融资比例下,项目投资价值评估的相关指标。
2、主要评价指标从资本金内部收益率向多角度平衡发展。除了资本金内部收益率外，建议关注项目ROE和NPV指标。
3、项目的贷款利率应随着央行公布的相关利率调整，作为经济评价的基本方案统一对标。作为项目实际收益水平计算时，项目的贷款利率建议随着央行公布的基准长期贷款利率以及投资主体实际的融资能力进行调整。如果采用实际利率测算，建议使用全投资内部收益率作为项目评价指标，使用资本金内部收益率复核投资主体的投资能力。
4、对战略性投资的项目，可以有特殊的政策，建议适当放宽投资价值评价指标水平，形成标准规范。