每个光伏发电项目对应的该地区的太阳能资源水平是客观因素，而采用的设备先进性、限电、日常管理等因素则是人为因素。目前来看，很多地区，尤其是西部，限电的因素是影响发电量的主要原因——根据发改委的最新统计，今年1-9月全国累计光伏发电量306亿千瓦时，弃光电量约30亿千瓦时，弃光率为10%；弃光主要发生在甘肃和新疆地区，其中，甘肃省弃光电量17.6亿千瓦时，弃光率28%，新疆（含兵团）弃光电量10.4亿千瓦时，弃光率20%。国家发改委能源研究所可再生能源发展中心时璟丽研究员表示，今年9月甘肃的弃光率高达33%，新疆更是达到47%，形势非常严峻。因此此部分主要分析限电对收益的影响。根据目前全国各资源区限电情况的严重程度，测算中按照一类资源区弃光率为10%~30%，二类资源区弃光率为5%~20%，三类资源区弃光率5%~10%考虑计算资本金内部收益率。测算结果如下
由上表可以看出
当一类资源区弃光率30%、二类资源区弃光率20%时，资本金内部收益率低于8%；
当一类、二类资源区弃光率20%、三类资源区弃光率5%~10%时，资本金内部收益率低于12%；
而一般企业投资光伏发电项目对资本金内部收益率的起点要求是12%。
因此，对比之前电价下降对收益的影响，目前限电弃光、有电无市的问题可能更需要重点关注。对企业来说，发电量上不去就相当于拿不到这部分补贴，也就相当于电价被压缩了。
说到补贴，现实情况可能更严峻的是，受可再生能源附加费不足、补贴发放程序冗杂等影响，补贴往往不能及时到位。一方面可再生能源补贴存在缺口，一方面从企业并网发电到拿到补贴需要层层审批，最终拿到补贴时间有可能超过一年半的时间。
